.jpg)
Progresul României în decarbonizarea sectorului energetic
de Dr. Radu Dudău
Cinci cifre cheie despre sectorul energetic din România
70%
ponderea combustibililor fosili în consumul de energie primară al României în 2023 (circa 250 TWh).
2600 MW
capacitatea instalată a prosumatorilor în martie 2025, față de zero în 2019.
3100 MW
puterea instalată a centralelor eoliene, aproape egalată deja de prosumatori.
1.200 MW / 2.300 MWh
ținta de stocare prin baterii a României pentru 2030, de cinci ori mai mare decât planul inițial.
90%
ponderea preconizată a surselor regenerabile în mixul energetic național până în 2050.
Trei lucruri de reținut din acest capitol
%201%20(25).svg)
Prosumatorii schimbă jocul
Cetățenii și IMM-urile produc acum mai multă energie solară decât parcurile fotovoltaice comerciale, dar succesul lor pune presiune pe rețelele de distribuție.
%201%20(26).svg)
Tranziția cere infrastructură nouă
Integrarea masivă a regenerabilelor nu e posibilă fără rețele inteligente și sisteme de stocare avansate.
%201%20(27).svg)
Decarbonizarea înseamnă electrificare
Pe măsură ce economia se mută pe electric, România poate construi unul dintre cele mai curate mixuri energetice din Europa, dar depinde de un calendar realist de eliminare a cărbunelui și de investiții în tehnologii emergente.
.jpg)
Sectorul energetic – cheia decarbonizării
Sectorul energetic este cel mai mare emițător de gaze cu efect de seră (GES) din România, cu circa 70% din totalul emisiilor pozitive , după cum indică recentele date ale Eurostat (2025) în Graficul 1 de mai jos. Procentul extrem de ridicat ține, de fapt, de contabilizarea folosirii combustibililor fosili în toate aplicațiile lor din economie – industrie, transporturi, agricultură, clădiri, etc. – nu doar în producția și transportul de energie. Prin urmare, tranziția energetică – adică transformarea sistemelor actuale prin adoptarea surselor regenerabile și a energiei nucleare, dezvoltarea stocării și a rețelelor inteligente, digitalizare, eficiență energetică și tehnologii de captare și utilizare a carbonului – trebuie să constituie coloana vertebrală a oricărei strategii pentru atingerea neutralității climatice până în 2050.
Graficul 1 evidențiază o scădere a emisiilor totale de gaze cu efect de seră (GES) din sectorul energetic al României, de la 79,9 MtCO2eq (milioane de tone echivalent CO2) în 2017 la 71,2 MtCO2eq în 2023. Reduceri semnificative s-au înregistrat în urma arderii de combustibili în economie, inclusiv în industriile energetice și în producția de electricitate și căldură. În schimb, emisiile asociate consumului de biomasă, utilizării de carburanți în agricultură (inclusiv în silvicultură și piscicultură), precum și emisiile fugitive de metan și alte gaze cu efect de seră s-au menținut relativ stabile în această perioadă. O excepție notabilă o constituie sectorul transporturilor, unde emisiile au continuat să crească, în special pe segmentul rutier.
Graficul 1 evidențiază o scădere a emisiilor totale de gaze cu efect de seră (GES) din sectorul energetic al României, de la 79,9 MtCO2eq (milioane de tone echivalent CO2) în 2017 la 71,2 MtCO2eq în 2023. Reduceri semnificative s-au înregistrat în urma arderii de combustibili în economie, inclusiv în industriile energetice și în producția de electricitate și căldură. În schimb, emisiile asociate consumului de biomasă, utilizării de carburanți în agricultură (inclusiv în silvicultură și piscicultură), precum și emisiile fugitive de metan și alte gaze cu efect de seră s-au menținut relativ stabile în această perioadă. O excepție notabilă o constituie sectorul transporturilor, unde emisiile au continuat să crească, în special pe segmentul rutier.
1 – Excluzând emisiile din cadrul LULUCF
2 – În ediția din 2024 a volumului Starea Climei, datele privind emisiile de GES din sectorul energetic acopereau seria de timp 1989-2019, având ca sursă Inventarul Național al Emisiilor de Gaze cu Efect de Seră (INEGES).
3 – Potrivit nomenclaturii ↗IPCC, utilizate și de Eurostat, emisiile de GES din industriile energetice se referă la „emisiile rezultate princombustie în procesele de extracție a combustibililor și în industriile producătoare de energie.”
2 – În ediția din 2024 a volumului Starea Climei, datele privind emisiile de GES din sectorul energetic acopereau seria de timp 1989-2019, având ca sursă Inventarul Național al Emisiilor de Gaze cu Efect de Seră (INEGES).
3 – Potrivit nomenclaturii ↗IPCC, utilizate și de Eurostat, emisiile de GES din industriile energetice se referă la „emisiile rezultate princombustie în procesele de extracție a combustibililor și în industriile producătoare de energie.”
Grafic 1
Emisiile nete de GES în sectorul energetic românesc, 2017-2023.Sursa: ↗EPG, date Eurostat (2025)
.jpg)
Revoluția prosumatorilor
Cea mai spectaculoasă și mai importantă evoluție din ultimii trei ani în producția de energie este creșterea exponențială a numărului de prosumatori, adică acei consumatori finali de energie electrică care, în plus, injectează în rețeaua energia produsă de propriile sisteme – de regulă, panouri fotovoltaice. Potrivit raportărilor Transelectrica, capacitatea instalată de producție a energiei electrice la prosumatori (persoane fizice și juridice) a crescut de la practic zero în 2019 la nu mai puțin de 2.600 MW în martie 2025, preconizându-se atingerea unui total de 3 GW capacitate instalată la finele anului în curs, după cum putem vedea în Graficul 2.
Grafic 2
Evoluția capacităților de producție de energie electrică din surse eoliene, fotovoltaice și biomasă, precum și prosumatori și stocare în baterii (2016-2025). Sursa: ↗ANRE, Transelectrica (2025)
Pe fondul lipsei prelungite a unor mari proiecte de investiții în sisteme de generare de energie electrică în România, acest fenomen capătă valențe transformative. Astfel, pentru prima dată, cetățenii și IMM-urile produc mai multă energie solară decât parcurile fotovoltaice licențiate, a căror putere instalată cumulată era de 2.200 MW la sfârșitul primului trimestru al anului 2025 și aproape de puterea totală a centralelor eoliene (3.100 MW).
Ca și alte state europene, România devine o țară cu proporție semnificativă de generare descentralizată, unde majoritatea acoperișurilor pot găzdui o mini-centrală electrică. Dar succesul prosumatorilor a adus provocări noi pentru sistemul energetic. Rețelele de distribuție trebuie să gestioneze nu doar consumul variabil, ci și producția imprevizibilă de la milioane de panouri solare de pe acoperișuri. Acest lucru afectează calitatea energiei (din cauza injecțiilor multiple și imprevizibile de energie descentralizată), cauzează situații de supraîncărcare a rețelelor locale în zonele cu densitate mare de prosumatori și presupune un management mai complex al dezechilibrelor, date fiind variațiile bruște ale energiei injectate de prosumatori.
În ceea ce privește furnizorii de energie electrică, aceștia au obligația legală de a cumpăra energie injectată de prosumatori, chiar dacă nu există întotdeauna cerere sau dacă prețul pieței este scăzut; de asemenea, ei trebuie să gestioneze portofolii mai complexe și să-și echilibreze pozițiile în piață în funcție de energia produsă de prosumatori. Toate aceste dificultăți duc la tarife mărite, care se reflectă în facturile tuturor consumatorilor finali. Pentru a depășirea acestei situații, sunt necesare investiții în:
• rețele inteligente, cu integrarea de tehnologii digitale, de comunicații și de automatizare pentru a gestiona mai eficient fluxurile de energie și de informație între producătorii de energie, consumatori, prosumatori și operatori.
•contoare inteligente, care permit monitorizarea în timp real și adaptarea consumului la semnalele din rețea sau de la furnizor (e.g., prețuri dinamice, semnale de congestie, cerere mare, etc); identificarea și ajustarea imediată a dezechilibrelor din rețea, cu optimizarea fluxurilor, transmiterea de semnale către consumatori și activarea mecanismelor de demand side response – inclusiv a bateriilor și a sistemelor V2G (vehicle to grid) – prin care este creată flexibilitate în rețea. Astfel este facilitată integrarea în sistemul electroenergetic a surselor regenerabile de energie (SRE) și a mobilității electrice și, de asemenea, este sporită eficiența energetică prin reducerea pierderilor în rețelele de transport și distribuție.
Ca și alte state europene, România devine o țară cu proporție semnificativă de generare descentralizată, unde majoritatea acoperișurilor pot găzdui o mini-centrală electrică. Dar succesul prosumatorilor a adus provocări noi pentru sistemul energetic. Rețelele de distribuție trebuie să gestioneze nu doar consumul variabil, ci și producția imprevizibilă de la milioane de panouri solare de pe acoperișuri. Acest lucru afectează calitatea energiei (din cauza injecțiilor multiple și imprevizibile de energie descentralizată), cauzează situații de supraîncărcare a rețelelor locale în zonele cu densitate mare de prosumatori și presupune un management mai complex al dezechilibrelor, date fiind variațiile bruște ale energiei injectate de prosumatori.
În ceea ce privește furnizorii de energie electrică, aceștia au obligația legală de a cumpăra energie injectată de prosumatori, chiar dacă nu există întotdeauna cerere sau dacă prețul pieței este scăzut; de asemenea, ei trebuie să gestioneze portofolii mai complexe și să-și echilibreze pozițiile în piață în funcție de energia produsă de prosumatori. Toate aceste dificultăți duc la tarife mărite, care se reflectă în facturile tuturor consumatorilor finali. Pentru a depășirea acestei situații, sunt necesare investiții în:
• rețele inteligente, cu integrarea de tehnologii digitale, de comunicații și de automatizare pentru a gestiona mai eficient fluxurile de energie și de informație între producătorii de energie, consumatori, prosumatori și operatori.
•contoare inteligente, care permit monitorizarea în timp real și adaptarea consumului la semnalele din rețea sau de la furnizor (e.g., prețuri dinamice, semnale de congestie, cerere mare, etc); identificarea și ajustarea imediată a dezechilibrelor din rețea, cu optimizarea fluxurilor, transmiterea de semnale către consumatori și activarea mecanismelor de demand side response – inclusiv a bateriilor și a sistemelor V2G (vehicle to grid) – prin care este creată flexibilitate în rețea. Astfel este facilitată integrarea în sistemul electroenergetic a surselor regenerabile de energie (SRE) și a mobilității electrice și, de asemenea, este sporită eficiența energetică prin reducerea pierderilor în rețelele de transport și distribuție.
.jpg)
Sursele regenerabile de energie: Coloana vertebrală a viitorului sistem energetic
Planul Național Integrat Energie-Schimbări Climatice (↗PNIESC) a fost elaborat de Guvernul României și aprobat de Comisia Europeană în 2024, sub dezideratul unei traiectorii de retehnologizare și de reducere progresivă a emisiilor de carbon până la nivelul de net-zero emisii în anul 2050.
PNIESC prevede o creștere foarte semnificativă a capacităților de SRE în anii și deceniile care vin. Se preconizează că, în următorii 25 de ani, sistemul energetic național va trece printr-o transformare fundamentală. Capacitatea totală instalată va ajunge, probabil, la peste 60 GW, o creștere de aproape șase ori față de nivelul din 2022. Expansiunea se va baza în principal pe dezvoltarea masivă a SRE, ponderea energiei verzi în mixul energetic urmând să crească până la 75% în 2030 și la aproape 90% în 2050.
PNIESC prevede o creștere foarte semnificativă a capacităților de SRE în anii și deceniile care vin. Se preconizează că, în următorii 25 de ani, sistemul energetic național va trece printr-o transformare fundamentală. Capacitatea totală instalată va ajunge, probabil, la peste 60 GW, o creștere de aproape șase ori față de nivelul din 2022. Expansiunea se va baza în principal pe dezvoltarea masivă a SRE, ponderea energiei verzi în mixul energetic urmând să crească până la 75% în 2030 și la aproape 90% în 2050.
România poate deveni, astfel, una dintre țările europene cu cel mai curat mix energetic, bazându-se preponderent pe energie regenerabilă și nucleară.
4 – Contoarele inteligente care permit monitorizarea în timp real și adaptarea consumului la semnalele din rețea sau de la furnizor (e.g., prețuri dinamice, semnale de congestie, cerere mare, etc); identificarea și ajustarea imediată a dezechilibrelor din rețea, cu optimizarea fluxurilor, transmiterea de semnale către consumatori și activarea mecanismelor de demand side response – inclusiv a bateriilor și a sistemelor V2G (vehicle to grid) – prin care este creată flexibilitate în rețea. Astfel este facilitată integrarea în sistemul electroenergetic a surselor regenerabile de energie (SRE) și a mobilității electrice și, de asemenea, este sporită eficiența energetică prin reducerea pierderilor în rețelele de transport și distribuție.
Acest tablou al creșterii masive de capacitate de generare poate părea neverosimil, la prima vedere. Dar logica sa este următoarea: centralele pe bază de combustibili fosili au „factori de capacitate” (adică procent al energiei produse într-un an din totalul de energie care ar fi fost produs dacă respectiva centrală ar fi funcționat fără întrerupere) apreciabil mai mari decât parcurile fotovoltaice sau eoliene. Factorul de capacitate al unei centrale nuclearo-electrice este de 80-90%, al unei termocentrale pe cărbune de 50-70% iar al unei centrale pe gaze în ciclu combinat (CCGT) este de 50-70%. Prin comparație, factorul de capacitate al unui parc fotovoltaic este de 10-25%, iar al unui parc eolian onshore este de 25-35%, în funcție de resursele locale de energie regenerabilă. Așadar, pentru a înlocui o centrală CCGT de 500 MW, sunt necesari, după caz, 1.000-1.500 MW eolieni sau 2.000-2.500 MW fotovoltaici.
Pe de altă parte, deși vor fi construite mai multe centrale SRE, consumul total de energie primară al României va scădea, întrucât sistemele electrice sunt mult mai eficiente decât cele bazate pe arderea directă a combustibililor fosili. De exemplu, o pompă de căldură electrică poate încălzi o casă folosind de trei ori mai puțină energie decât o centrală pe gaze, iar un motor electric are randamentul de 90% față de 35% pentru un motor cu combustie internă.
Pe de altă parte, deși vor fi construite mai multe centrale SRE, consumul total de energie primară al României va scădea, întrucât sistemele electrice sunt mult mai eficiente decât cele bazate pe arderea directă a combustibililor fosili. De exemplu, o pompă de căldură electrică poate încălzi o casă folosind de trei ori mai puțină energie decât o centrală pe gaze, iar un motor electric are randamentul de 90% față de 35% pentru un motor cu combustie internă.
.jpg)
Stocarea energiei – Cum păstrăm energia soarelui și a vântului pentru mai târziu?
Bateriile
Integrarea crescândă a SRE în sistemul energetic are nevoie de instalarea capacităților de stocare, în primul rând baterii (BESS, battery electric storage system). Necesitatea rezultă din caracterul variabil al producției de energie regenerabilă, dependentă de condițiile meteo, în timp ce cererea de energie trebuie acoperită în permanență. De fapt, funcția tehnică a sistemelor de stocare a energiei depășește simpla păstrare a energiei. Ele oferă servicii tehnice esențiale pentru stabilitatea rețelei: reglarea frecvenței, controlul tensiunii, echilibrarea între producție și consum, compensarea puterii reactive. Fără aceste funcții, rețeaua electrică nu poate integra volume crescute de energie din SRE.
În acest domeniu, din păcate, România este încă la coada clasamentului european (unde o serie de piețe au devenit deja saturate), deși viteza de dezvoltare a proiectelor de stocare a crescut simțitor în ultimul an. Este adevărat, obiectivele României privind capacitățile de stocare au fost revizuite substanțial în sus. PNIESC (2024, 28) a stabilit în 2024 ținta de cel puțin 1.200 MW putere instalată și 2.300 MWh capacitate de energie stocată până în 2030 – o creștere de cinci ori față de obiectivul anterior (PNIESC 2021). Aceasta echivalează cu capacitatea de a alimenta consumul României pentru aproximativ două ore la vârful de consum.
Potrivit datelor Transelectrica, în aprilie 2025 puterea instalată în baterii era de 234,7 MW, cu o capacitate de 398,8 MWh. Cifra reprezintă o creștere spectaculoasă de la 8 MW în 2023. Pentru finalul lui 2025, ↗șeful Dispeceratul Energetic Național (DEN) întrevede o putere instalată de 500 MW și o capacitate de 1.000-1.200 MWh. La nivel european (inclusiv Marea Britanie), conform ↗SolarPower Europe, creșterea puterii instalate a sistemelor de baterii a crescut cu 36%, de la 21,9 GWh în 2024 la 29,7 GWh în 2025 – din care 55% reprezintă sisteme mari, de tip utility scale, iar 45% sunt baterii behind the meter, instalate la nivel rezidențial și de companie. Germania domină piața europeană a bateriilor, cu o capacitate totală estimată de BESS de cel puțin 15 GWh, urmată de Italia, cu circa 12 GWh.
În acest domeniu, din păcate, România este încă la coada clasamentului european (unde o serie de piețe au devenit deja saturate), deși viteza de dezvoltare a proiectelor de stocare a crescut simțitor în ultimul an. Este adevărat, obiectivele României privind capacitățile de stocare au fost revizuite substanțial în sus. PNIESC (2024, 28) a stabilit în 2024 ținta de cel puțin 1.200 MW putere instalată și 2.300 MWh capacitate de energie stocată până în 2030 – o creștere de cinci ori față de obiectivul anterior (PNIESC 2021). Aceasta echivalează cu capacitatea de a alimenta consumul României pentru aproximativ două ore la vârful de consum.
Potrivit datelor Transelectrica, în aprilie 2025 puterea instalată în baterii era de 234,7 MW, cu o capacitate de 398,8 MWh. Cifra reprezintă o creștere spectaculoasă de la 8 MW în 2023. Pentru finalul lui 2025, ↗șeful Dispeceratul Energetic Național (DEN) întrevede o putere instalată de 500 MW și o capacitate de 1.000-1.200 MWh. La nivel european (inclusiv Marea Britanie), conform ↗SolarPower Europe, creșterea puterii instalate a sistemelor de baterii a crescut cu 36%, de la 21,9 GWh în 2024 la 29,7 GWh în 2025 – din care 55% reprezintă sisteme mari, de tip utility scale, iar 45% sunt baterii behind the meter, instalate la nivel rezidențial și de companie. Germania domină piața europeană a bateriilor, cu o capacitate totală estimată de BESS de cel puțin 15 GWh, urmată de Italia, cu circa 12 GWh.
Stocarea termică și stocarea cu aer comprimat
În afară de stocarea electrochimică în sisteme BESS care, în ciuda avantajelor incontestabile (mai ales timpul de răspuns foarte rapid, de ordinul milisecundelor) are o serie de limitări importante – timp de descărcare de cel mult patru ore, durată de viață de 10-15 ani (3.000-8.000 de cicluri) – există în prezent și alte tehnologii de stocare a energiei care au caracteristici complementarei. Menționăm în special sistemele de stocare termice (TES, thermal storage systems) și pe cele pe bază de aer comprimat (CAES, compressed air storage systems).
CAES au durate de descărcare de până la 24 de ore și durate de viață de 30-40 de ani, fiind adecvate pentru stocare de durată medie și echilibrare sezonieră parțială (dat fiind că pot stoca energia pentru săptămâni sau chiar luni de zile, în vreme ce sistemele BESS sunt operate zilnic/săptămânal pentru servicii de rețea).
TES (sisteme de stocare a energiei termice solare bazate pe săruri topite, cărămizi speciale, structuri de oțel sau rezervoare cu apă fierbinte) au durate de descărcare de ordinul zilelor, având avantajul unor costuri investiționale foarte avantajoase pentru capacități mari, de doar 10-50 euro/kWh, adică de 5-10 ori mai puțin decât pentru BESS.
Desigur, sistemele CAES și TES au cerințe suplimentare de suprafață de teren, geologie și infrastructură, ceea ce se traduce într-o serie de costuri suplimentare. Important, însă, este că ele reprezintă tehnologii mature, complementare față de BESS, fiind utile îndeosebi pentru integrarea în sistem a energiei solare (electrice și termice).
CAES au durate de descărcare de până la 24 de ore și durate de viață de 30-40 de ani, fiind adecvate pentru stocare de durată medie și echilibrare sezonieră parțială (dat fiind că pot stoca energia pentru săptămâni sau chiar luni de zile, în vreme ce sistemele BESS sunt operate zilnic/săptămânal pentru servicii de rețea).
TES (sisteme de stocare a energiei termice solare bazate pe săruri topite, cărămizi speciale, structuri de oțel sau rezervoare cu apă fierbinte) au durate de descărcare de ordinul zilelor, având avantajul unor costuri investiționale foarte avantajoase pentru capacități mari, de doar 10-50 euro/kWh, adică de 5-10 ori mai puțin decât pentru BESS.
Desigur, sistemele CAES și TES au cerințe suplimentare de suprafață de teren, geologie și infrastructură, ceea ce se traduce într-o serie de costuri suplimentare. Important, însă, este că ele reprezintă tehnologii mature, complementare față de BESS, fiind utile îndeosebi pentru integrarea în sistem a energiei solare (electrice și termice).
Combustibilii fosili încă asigură 70% din energia primară
Cele mai recente date oficiale – pentru anul 2023 – arată o imagine clară (Tabel 1): din totalul energiei primare consumate în țară (368 TWh), nu mai puțin de 70% provine din combustibili fosili – cărbune, gaze naturale și țiței.
Din totalul energiei finale, electricitatea acoperă sub 20%. Restul energiei este utilizat în încălzire, transport și industrie sub formă de combustibili fosili.
Producția de electricitate în România reflectă tranziția energetică în curs. Din cei 58 TWh produși în 2023, mai mult de două treimi proveneau din surse curate – energie nucleară, hidroelectrică, eoliană, solară și biocombustibili.
Din totalul energiei finale, electricitatea acoperă sub 20%. Restul energiei este utilizat în încălzire, transport și industrie sub formă de combustibili fosili.
Producția de electricitate în România reflectă tranziția energetică în curs. Din cei 58 TWh produși în 2023, mai mult de două treimi proveneau din surse curate – energie nucleară, hidroelectrică, eoliană, solară și biocombustibili.
Tabelul 1
Consumul intern brut de energie primară (TWh) (2023) Sursa: ↗Eurostat (2025)
%201.png)
Tabelul 2
Producția totală de energie electrică (TWh), 2023 Sursa: ↗Eurostat (2025)
.jpg)
România are nevoie de un calendar realist șiasumat de retragere a centralelor pe cărbune
Recent, o serie de declarații politice au pus sub semnul întrebării actual calendar al României de retragere graduală a termocentralelor pe bază de cărbune până în 2032. Planul este denunțat ca o impunere din partea autorităților europene, în condițiile în care țara noastră nu are „ce pune în locul” centralelor pe cărbune pentru a-și asigura necesarul de energie electrică.
Pe de o parte, principala problemă este că România are întârzieri majore în dezvoltarea unor centrale pe gaze în ciclu combinat (CCGT) aprobate pentru finanțare din Fondul pentru Modernizare în cadrul Planului de restructurare al Complexului Energetic Oltenia, la Ișalnița și la Turceni, riscând chiar să piardă sumele alocate.
Pe de o parte, principala problemă este că România are întârzieri majore în dezvoltarea unor centrale pe gaze în ciclu combinat (CCGT) aprobate pentru finanțare din Fondul pentru Modernizare în cadrul Planului de restructurare al Complexului Energetic Oltenia, la Ișalnița și la Turceni, riscând chiar să piardă sumele alocate.
Pe de altă parte, așa cum argumentează ↗EPG, centralele pe cărbune în România sunt ineficiente economic și că subvențiile publice masive reușesc cu greu să prelungească o funcționare la marginea falimentului.
Cu poluare masivă a mediului înconjurător și cu mari emisii de dioxid de carbon, aceste centrale au nevoie de menținerea unui calendar realist de închidere treptată, care să facă loc adopției de noi tehnologii în sectorul energetic. Ele nu pot contribui la reducerea prețului energiei electrice.
Electrificarea, tendința definitorie a tranziției energetice
Decarbonizarea se bazează pe o strategie simplă în principiu, dar complexă în implementare: electrificarea economiei, adică înlocuirea treptată a utilizării combustibililor fosili cu energie electrică curată. Această transformare va schimba radical profilul energetic al țării.
Dacă astăzi electricitatea reprezintă sub 20% din consumul total de energie, până în 2050 procentul va depăși, probabil, 50%. Ca întreaga Uniune Europeană, România se va baza cu precădere pe energia electrică, eliminând cea mai mare parte a combustibililor fosili. În industriile încă dependente de gaze și de carburanți lichizi, acestea vor fi mai ales regenerabile (de exemplu, biometan) sau sintetizate pe bază de hidrogen „verde” și de carbon „verde” (CO2 captat din surse biogene – adică din arderea biomasei – ori direct din aer – DACC, direct air carbon capture).
După cum am explicat, „paradoxul” electrificării este că, deși vom utiliza mai multă electricitate, vom consuma mai puțină energie primară, mulțumită eficienței net superioare a sistemelor electrice.
În ↗Starea Climei 2024 am examinat trei direcții principale în care este anticipată – și planificată – creșterea consumului de energie electrică și substituirea combustibililor fosili:
• pompele de căldură, în sectorul clădirilor, care vor înlocui treptat mare parte a centralelor pe gaze – atât la nivel de locuință și clădire, cât și pentru sistemele municipale centralizate.
• motoarele electrice, în transporturi, au randament de 90%, față de doar 30% pentru motoarele cu ardere internă.
•în industrie, producția electrică de căldură industrială va fi adoptată în tot mai multe procese, înlocuind consumul de gaze naturale.
Aducem acum în discuție un element nou, important pentru evoluția sistemului energetic: centrele de date, în special cele pentru inteligență artificială.
Dacă astăzi electricitatea reprezintă sub 20% din consumul total de energie, până în 2050 procentul va depăși, probabil, 50%. Ca întreaga Uniune Europeană, România se va baza cu precădere pe energia electrică, eliminând cea mai mare parte a combustibililor fosili. În industriile încă dependente de gaze și de carburanți lichizi, acestea vor fi mai ales regenerabile (de exemplu, biometan) sau sintetizate pe bază de hidrogen „verde” și de carbon „verde” (CO2 captat din surse biogene – adică din arderea biomasei – ori direct din aer – DACC, direct air carbon capture).
După cum am explicat, „paradoxul” electrificării este că, deși vom utiliza mai multă electricitate, vom consuma mai puțină energie primară, mulțumită eficienței net superioare a sistemelor electrice.
În ↗Starea Climei 2024 am examinat trei direcții principale în care este anticipată – și planificată – creșterea consumului de energie electrică și substituirea combustibililor fosili:
• pompele de căldură, în sectorul clădirilor, care vor înlocui treptat mare parte a centralelor pe gaze – atât la nivel de locuință și clădire, cât și pentru sistemele municipale centralizate.
• motoarele electrice, în transporturi, au randament de 90%, față de doar 30% pentru motoarele cu ardere internă.
•în industrie, producția electrică de căldură industrială va fi adoptată în tot mai multe procese, înlocuind consumul de gaze naturale.
Aducem acum în discuție un element nou, important pentru evoluția sistemului energetic: centrele de date, în special cele pentru inteligență artificială.
.jpg)
Centrele de date pentru inteligență artificială (CDIA)
Modelările care au stat la baza scenariilor oficiale de evoluție a sectorului energetic românesc nu au luat în calcul centrele de date ca potențial mare consumator de energie. Potrivit Agenției Internaționale pentru Energie (↗IEA), consumul total de energie electrică în centre de date în 2024 a fost de circa 410 TWh, din care 85% a fost concentrat în Statele Unite (45%), China (25%) și Europa (15%). Serverele destinate inteligenței artificiale (IA) au reprezentat în 2024 15%5 din totalul energiei consumate în centre de date, dar ponderea IA va crește substanțial în următorii ani. În scenariul de bază al IEA, consumul global în centrele de date va ajunge până la 945 TWh, adică aproximativ egal cu consumul anual de energie electrică al Japoniei. Dezvoltarea fulminantă a centrelor de date pentru inteligență artificială (CDIA) a pornit de la recepția publică extrem de pozitivă a ChatGPT, lansat în noiembrie 2022 de către OpenAI, și de la așteptăriler create privind transformarea revoluționară a economiei. De atunci, domeniul IA este principalul magnet investițional pe piețele financiare globale, cu mii de miliarde de dolari atrase în dezvoltarea de CDIA. Acestea se bazează în principal pe unități de procesare grafică (GPU), produse de compania americană Nvidia, în prezent cea mai mare companie a lumii, din punct de vedere al ↗capitalizării.
Paradigma dominată de dezvoltare a IA este cea a marilor modele de limbaj (LLM), care a consfințit un model de dezvoltare de tip scaling up, de concentrare crescândă de puterii de calcul, memorie și viteză de transfer a datelor în centre de date tot mai mari. Astfel, de la centrele de date cu capacități de ordinul MW s-a ajuns în prezent la CDIA de peste 1 GW – puteri electrice echivalente cu consumul unor orașe de sute de mii de locuitori6.
Întrucât imperativul de scalare depășește capacitatea sistemului energetic american de a susține dezvoltarea de CDIA la ritmul dictat de concurență, alte jurisdicții convenabile devin atractive pentru investiții în CDIA. Acestea trebuie să fie aliniate geopolitic cu SUA, să dețină sisteme energetice capabile să susțină astfel de „monștri” energetici, să aibă timpi competitivi de acordare a permiselor și autorizațiilor și să dispună de suficiente resurse umane și financiare.
Paradigma dominată de dezvoltare a IA este cea a marilor modele de limbaj (LLM), care a consfințit un model de dezvoltare de tip scaling up, de concentrare crescândă de puterii de calcul, memorie și viteză de transfer a datelor în centre de date tot mai mari. Astfel, de la centrele de date cu capacități de ordinul MW s-a ajuns în prezent la CDIA de peste 1 GW – puteri electrice echivalente cu consumul unor orașe de sute de mii de locuitori6.
Întrucât imperativul de scalare depășește capacitatea sistemului energetic american de a susține dezvoltarea de CDIA la ritmul dictat de concurență, alte jurisdicții convenabile devin atractive pentru investiții în CDIA. Acestea trebuie să fie aliniate geopolitic cu SUA, să dețină sisteme energetice capabile să susțină astfel de „monștri” energetici, să aibă timpi competitivi de acordare a permiselor și autorizațiilor și să dispună de suficiente resurse umane și financiare.
5 – În prezent, este dificilă o estimare precisă, în lipsa raportărilor exacte cu privire la tipul de sarcini (workloads) derulate în fiecare centru de date. Dacă activitatea de training a modelelor mari de limbaj (LLM) are loc în centre de date dedicate, unele sarcini de inferență (adică de efectuare a unor predicții sau decizii pe baza unor date noi) sunt rulate pe servere convenționale.
6 – De exemplu, consorțiul Stargate, ce include companiile OpenAI și Oracle, construiește în Texas un CDIA de 1,2 GW, cu circa 400.000 GPU Nvidia, la un cost de aproximativ 40 mld. USD. Meta construiește un CDIA de 2 GW în Lousiana, xAI construiește un cluster de CDIA în Tennessee totalizând 1,2 GW iar Amazon dezvoltă un CDIA de 2.2 GW în Indiana, în colaborare cu Anthropic.
6 – De exemplu, consorțiul Stargate, ce include companiile OpenAI și Oracle, construiește în Texas un CDIA de 1,2 GW, cu circa 400.000 GPU Nvidia, la un cost de aproximativ 40 mld. USD. Meta construiește un CDIA de 2 GW în Lousiana, xAI construiește un cluster de CDIA în Tennessee totalizând 1,2 GW iar Amazon dezvoltă un CDIA de 2.2 GW în Indiana, în colaborare cu Anthropic.
Totuși, trendul actual poate continua ani de zile, alimentat de fear of missing out din partea investitorilor, atrași de promisiunea irezistibilă a beneficiilor acestei tehnologii revoluționare.
Pe de altă parte, abordarea de scaling up se poate confrunta cu tendințe de scaling out, prin care capacitatea de calcul pentru IA este distribuită orizontal, în centre de date multiple și chiar pe dispozitivele utilizatorilor finali. La fel, eficiența algoritmică în designul modelelor IA poate reduce nevoia de scalare. Într-un astfel de scenariu, uriașele CDIA construite în prezent se pot transforma relativ repede în stranded assets.
În ceea ce privește emisiile de dioxid de carbon, este clar că actualul ritm de dezvoltare al CDIA și nevoia lor de energie disponibilă în mod constant și sigur favorizează consumul sporit de combustibili fosili – mai ales gaz natural – în producția de energie electrică. Aceasta se traduce într-o creștere a emisiilor de carbon, cel puțin pe termen mediu, pe care marile companii de tehnologie (care, în fapt, dețin sau închiriază puterea de calcul a acestor CDIA) încearcă să o contracareze prin PPA-uri de termen lung cu producători de energie regenerabilă. Adesea, nevoia de a asigura stabilitatea și cantitățile necesare de energie face ca PPA-urile să fie însoțite de contracte pentru stocare, energie hidro sau nucleară.
Giganții tehnologici Microsoft, Google, Amazon, Meta sau Nvidia și-au asumat funcționarea pe bază de energie fără emisii, de regulă până în 2030. Semnificativ este și angajamentul lor de a folosi mai multă energie nucleară. Centralele nucleare noi sunt scumpe și au durate lungi de construcție. Nu întâmplător, ↗scrisoarea de intenție remisă în luna iunie Comisiei Europene de către Autoritatea pentru Digitalizarea României pentru găzduirea ↗Black Sea AI Gigafactory, ca parte a inițiativei europene ↗ EuroHPC Joint Undertaking, vizează construirea în România a unei AI Gigafactory cu peste 100.000 GPU în locațiile Cernavodă (faza I) și Doicești (faza II). Cumulat, conform Ministerul Economiei, cele două DCIA ar avea până la 1.500 MW, alimentate în principal de energie nucleară de centrala nucleară de la Cernavodă, respectiv de la unitatea SMR ce urmează a fi construită la Doicești.
Trecând peste faptul că cele două cifre menționate (100.000 GPU și 1,5 GW) par nerealiste, întrucât ar implica investiții de zeci de miliarde de euro în centrele de date propriu-zise, dar și în dezvoltări de rețea, proiectul se înscrie în logica unei posibilei finanțări de centrale nucleare pe baza unor contracte de termen lung cu CDIA. Acesta ar fi un pas însemnat către deblocarea impasului financiar al industriei nucleare europene, care nu se bucură de acces la fondurile europene pentru investiții în centrale noi.
În ceea ce privește emisiile de dioxid de carbon, este clar că actualul ritm de dezvoltare al CDIA și nevoia lor de energie disponibilă în mod constant și sigur favorizează consumul sporit de combustibili fosili – mai ales gaz natural – în producția de energie electrică. Aceasta se traduce într-o creștere a emisiilor de carbon, cel puțin pe termen mediu, pe care marile companii de tehnologie (care, în fapt, dețin sau închiriază puterea de calcul a acestor CDIA) încearcă să o contracareze prin PPA-uri de termen lung cu producători de energie regenerabilă. Adesea, nevoia de a asigura stabilitatea și cantitățile necesare de energie face ca PPA-urile să fie însoțite de contracte pentru stocare, energie hidro sau nucleară.
Giganții tehnologici Microsoft, Google, Amazon, Meta sau Nvidia și-au asumat funcționarea pe bază de energie fără emisii, de regulă până în 2030. Semnificativ este și angajamentul lor de a folosi mai multă energie nucleară. Centralele nucleare noi sunt scumpe și au durate lungi de construcție. Nu întâmplător, ↗scrisoarea de intenție remisă în luna iunie Comisiei Europene de către Autoritatea pentru Digitalizarea României pentru găzduirea ↗Black Sea AI Gigafactory, ca parte a inițiativei europene ↗ EuroHPC Joint Undertaking, vizează construirea în România a unei AI Gigafactory cu peste 100.000 GPU în locațiile Cernavodă (faza I) și Doicești (faza II). Cumulat, conform Ministerul Economiei, cele două DCIA ar avea până la 1.500 MW, alimentate în principal de energie nucleară de centrala nucleară de la Cernavodă, respectiv de la unitatea SMR ce urmează a fi construită la Doicești.
Trecând peste faptul că cele două cifre menționate (100.000 GPU și 1,5 GW) par nerealiste, întrucât ar implica investiții de zeci de miliarde de euro în centrele de date propriu-zise, dar și în dezvoltări de rețea, proiectul se înscrie în logica unei posibilei finanțări de centrale nucleare pe baza unor contracte de termen lung cu CDIA. Acesta ar fi un pas însemnat către deblocarea impasului financiar al industriei nucleare europene, care nu se bucură de acces la fondurile europene pentru investiții în centrale noi.
.jpg)
Tehnologii noi
La trendul de decarbonizare prin electrificare, dezvoltare și integrare de SRE, instalare de sisteme de stocare, extindere și digitalizare a rețelei și creștere a eficienței energetice pot contribui și alte tehnologii energetice, care au atins deja pragul maturității comerciale.
În afară de menționatele sistemele CAES și TES pentru stocarea energiei, energia geotermală de adâncime trebuie luată în considerare. Aceasta reprezintă energie termică în structuri geologice la mai mulți kilometri sub suprafața terestră, ce poate fi utilizată pentru încălzire directă și/sau producție de electricitate.
Spre deosebire de geotermalul de suprafață (folosit în principal de pompe de căldură la adâncimi de 50-300m sau prin ape geotermale utilizate în scop balneoclimateric sau pentru rețele de încălzire municipală), geotermalul de adâncime presupune foraje de 1,5-5 km sau mai adânc în formațiuni de roci fierbinți sau în acvifere. Se forează sonde în roci impermeabile care conțin apă fierbinte sau în roci uscate de temperatură ridicată, ce pot fi fracturate și stimulate cu apă sub presiune. Fluidele fierbinți (150-400°C) sunt aduse la suprafață sau, în lipsa fluidelor naturale, apa rece este circulată printr-o buclă închisă ce traversează roca fierbinte, întorcându-se încălzită.
Prin foraje la adâncimi și mai mari, pot fi exploatate resurse de energie termică la temperaturi de peste 400°C, la care apa se află în stare de agregare supercritică, permițând extragerea unor cantități considerabil mai ridicate de energie utilă. Avantajele geotermalului de adâncime țin de producția regenerabilă în bandă (spre deosebire de variabilitatea atât de problematică a eolianului și a solarului), scalabilitate și eficiență spațială (necesitând suprafețe reduse de teren). Astfel de sisteme funcționează deja în SUA și în Europa (Germania și Franța) și reprezintă soluții inovative, atât pentru sistemele de încălzire centralizată, cât și pentru producția de energie electrică.
În afară de menționatele sistemele CAES și TES pentru stocarea energiei, energia geotermală de adâncime trebuie luată în considerare. Aceasta reprezintă energie termică în structuri geologice la mai mulți kilometri sub suprafața terestră, ce poate fi utilizată pentru încălzire directă și/sau producție de electricitate.
Spre deosebire de geotermalul de suprafață (folosit în principal de pompe de căldură la adâncimi de 50-300m sau prin ape geotermale utilizate în scop balneoclimateric sau pentru rețele de încălzire municipală), geotermalul de adâncime presupune foraje de 1,5-5 km sau mai adânc în formațiuni de roci fierbinți sau în acvifere. Se forează sonde în roci impermeabile care conțin apă fierbinte sau în roci uscate de temperatură ridicată, ce pot fi fracturate și stimulate cu apă sub presiune. Fluidele fierbinți (150-400°C) sunt aduse la suprafață sau, în lipsa fluidelor naturale, apa rece este circulată printr-o buclă închisă ce traversează roca fierbinte, întorcându-se încălzită.
Prin foraje la adâncimi și mai mari, pot fi exploatate resurse de energie termică la temperaturi de peste 400°C, la care apa se află în stare de agregare supercritică, permițând extragerea unor cantități considerabil mai ridicate de energie utilă. Avantajele geotermalului de adâncime țin de producția regenerabilă în bandă (spre deosebire de variabilitatea atât de problematică a eolianului și a solarului), scalabilitate și eficiență spațială (necesitând suprafețe reduse de teren). Astfel de sisteme funcționează deja în SUA și în Europa (Germania și Franța) și reprezintă soluții inovative, atât pentru sistemele de încălzire centralizată, cât și pentru producția de energie electrică.
.jpg)
România între oportunitate și risc în tranziția energetică
Decarbonizarea este nu doar o obligație asumată la nivel european, ci și o oportunitate economică și tehnologică. Creșterea exponențială a prosumatorilor, expansiunea surselor regenerabile și dezvoltarea progresivă a capacităților de stocare arată clar direcția schimbării, chiar dacă ritmul rămâne inegal.
România are șansa să își construiască un mix energetic printre cele mai curate din Europa, cu condiția să mențină o strategie coerentă și să accelereze investițiile în infrastructura necesară.
Pe de altă parte, persistența dependenței de combustibili fosili, întârzierile în proiectele centralelor pe gaze și lipsa unui calendar ferm de retragere a centralelor pe cărbune pot submina obiectivele de decarbonizare.
În paralel, pot apărea mari consumatori, în special din partea centrelor de date pentru inteligență artificială, care pot modifica radical proiecțiile actuale privind cererea națională de electricitate. Astfel, planificarea energetică trebuie să devină mai flexibilă, bazată pe scenarii realiste și capabilă să integreze un grad substanțial de incertitudine.
Viitorul energetic al României depinde de capacitatea de a combina politici publice inteligente cu investiții substanțiale pentru dezvoltarea potențialul regenerabil, digitalizare, consolidarea sectorului nuclear și adopția de noi tehnologii curate, precum geotermalul de adâncime ori diversificarea sistemelor de stocare a energiei (TES și CAES). Electrificarea economiei va fi tendința definitorie în (re)construcția unui sistem energetic inteligent, digitalizat, eficient și decarbonizat.
În paralel, pot apărea mari consumatori, în special din partea centrelor de date pentru inteligență artificială, care pot modifica radical proiecțiile actuale privind cererea națională de electricitate. Astfel, planificarea energetică trebuie să devină mai flexibilă, bazată pe scenarii realiste și capabilă să integreze un grad substanțial de incertitudine.
Viitorul energetic al României depinde de capacitatea de a combina politici publice inteligente cu investiții substanțiale pentru dezvoltarea potențialul regenerabil, digitalizare, consolidarea sectorului nuclear și adopția de noi tehnologii curate, precum geotermalul de adâncime ori diversificarea sistemelor de stocare a energiei (TES și CAES). Electrificarea economiei va fi tendința definitorie în (re)construcția unui sistem energetic inteligent, digitalizat, eficient și decarbonizat.
autori
.png)
Dr. Radu Dudău
este președinte și co-fondator al EPG. A fost, din 2007 până în 2023, profesor asociat la Universitatea București. Din 2006 până în 2010 a fost director adjunct la Institutul Diplomatic Român (Ministerul Afacerilor Externe). Este licențiat în fizică și filosofie al Universității din Iași. Este doctor în filosofie (magna cum laude) al Universității Konstanz (Germania) și doctor în științe politice al Școlii Naționale de Studii Politice și Administrative (SNSPA, București).A fost bursier Fulbright în cadrul Programului de securitate națională la Harvard Kennedy School of Government (2011), bursier al Colegiului Noua Europă la Institutul danez de relații internaționale (Copenhaga, 2006) și bursier OSI/FCO-Chevening la Universitatea Oxford (1999-2000). Lucrările sale se concentrează pe politica energetică, tehnologia energetică și piețele energetice.