Text de Vlad Stoicescu
O criză de rețea, un imperiu de transport și o soluție necunoscută
România are a treia cea mai mare flotă de transport rutier internațional din Uniunea Europeană, după Polonia și Lituania. Sectorul de transport și depozitare contribuie cu aproximativ 6% la PIB, iar piața transportului rutier a atins 19 miliarde EUR în 2023 (din care 17 miliarde EUR doar pe segmentul de marfă), cu o rată medie de creștere anuală de 8,5% pe ultimii cinci ani (UNTRR, 2024). Transportul internațional reprezintă peste 77% din volumul total. Aceste cifre descriu nu doar un sector economic, ci o infrastructură critică a competitivității naționale.
Dar acest sector se apropie de un punct de inflexiune. Regulamentul (UE) 2023/1804 privind infrastructura pentru combustibili alternativi (AFIR) impune instalarea de stații de încărcare de mare putere (Megawatt Charging System, MCS) la fiecare 60 km pe coridoarele TEN-T Core și de hub-uri de alimentare cu hidrogen la fiecare 200 km, cu termene obligatorii în 2025, 2027 și 2030. Fără infrastructura de alimentare conformă, vehiculele grele ale operatorilor români nu vor putea circula pe coridoarele europene. Nu este vorba doar de conformitate cu o directivă, ci de supraviețuirea a 19 miliarde EUR din economie.
Simultan, România trebuie să susțină o cerere industrială în creștere exponențială: centre de date (necesare pentru inteligența artificială și cloud computing), producție de hidrogen verde și amoniac regenerabil pentru industria chimică și a îngrășămintelor (Power-to-X), oțel verde, stocare masivă în baterii (BESS). Toate aceste sectoare au un numitor comun: consumă cantități masive de energie curată și au nevoie de acces la rețea.
Problema este că rețelele de distribuție nu sunt pregătite. Dobrogea, regiunea cu cel mai mare potențial eolian și solar din România (și cu planurile pentru unitățile nucleare 3 și 4 de la Cernavodă, plus proiectele eoliene offshore), este deja o zonă cu surplus energetic semnificativ, unde Transelectrica aplică periodic limitări (curtailment) producătorilor RES. Sudul Olteniei (Dolj, Olt, Teleorman) se confruntă cu o supraproducție solară care depășește capacitatea de evacuare a stațiilor 110/20 kV. Aceeași problemă se reproduce, la scări diferite, în fiecare regiune cu penetrare RES ridicată.
Conform unei analize de impact elaborate într-un ecosistem izolat geografic de către Asociația pentru Combustibili Sustenabili (ACS), pe aria de concesiune a unui operator regional, sarcinile electrice cumulate impuse doar de AFIR se ridică la 108 până la 146 MW, distribuite pe minimum 15 locații (hub-uri pe coridoare și noduri urbane), fără a include cererea industrială adiacentă. Scenariul clasic de întărire a rețelei (construcția de noi stații 110/20 kV și linii de înaltă tensiune) ar presupune un CAPEX de la 100 până la 150 milioane EUR doar pentru acel perimetru, într-un calendar de execuție de 3 până la 5 ani per stație. Termenele AFIR pentru 2027 devin, matematic, imposibil de respectat prin abordări reactive. Extrapolat la nivel național, pe toți operatorii de distribuție, efortul de investiții se multiplică.
România se confruntă, astfel, cu o dublă amenințare: fie supraîncarcă rețelele cu sarcini pentru care nu sunt dimensionate (un șoc pe sistemul energetic), fie nu instalează infrastructura necesară și pierde un sector de transport care generează aproape 20 miliarde EUR anual, pentru că flotele românești nu vor mai fi compatibile cu cerințele europene de durabilitate. Ambele scenarii sunt inacceptabile.
Paradoxul: consumatorii de care ne temem sunt soluția de care avem nevoie
Operatorii de distribuție privesc noii consumatori industriali masivi (centre de date de zeci de MW, electrolizoare, hub-uri de încărcare rapidă) cu îngrijorare legitimă: fiecare cerere de Aviz Tehnic de Racordare (ATR) pentru 10-50 MW apare ca o presiune suplimentară pe o rețea deja tensionată. Dar această percepție, deși intuitivă, este fundamentalmente greșită dacă acești consumatori sunt amplasați strategic.
Un electrolizor de 10 MW, cuplat cu BESS și alimentat din surse RES locale, amplasat într-un nod de rețea cu supraproducție solară, nu adaugă presiune pe rețea. Dimpotrivă: absoarbe excedentul care altfel ar fi limitat administrativ, reduce tensiunea pe transformatoarele 110/20 kV și elimină necesitatea unei investiții de 10 până la 15 milioane EUR într-o nouă stație. Un centru de date de 50 MW cu profil baseload, cuplat cu stocare în baterii, se comportă identic din perspectiva fizicii rețelei.
Ceea ce contează pentru operatorul de rețea nu este destinația energiei (încărcare vehicule grele, producție de hidrogen, procesare date, sinteză chimică), ci profilul de consum, capacitatea de dispecerizare și impactul asupra echilibrului nodal. ACS a denumit acest principiu Echivalența Funcțională: orice consumator masiv dispecerizabil, amplasat într-un nod cu supraproducție RES, prestează un serviciu de decongestionare măsurabil, indiferent de natura sa industrială.
Acest concept este cunoscut internațional sub denumirea de Non-Wires Alternative (NWA): utilizarea consumatorilor flexibili ca alternativă la extinderea fizică a rețelei. Este esențial însă să se înțeleagă ce propunem și ce nu propunem. Nu este vorba despre abandonarea întăririi rețelelor de distribuție și transport. România are nevoie de investiții masive în rețea, iar acest lucru este indiscutabil. Ceea ce propunem este o strategie de fazare și etapizare a dezvoltării rețelei, în care consumatorii industriali NWA funcționează ca instrumente de sprijin imediat, rezolvând congestia locală în noduri (pe modelul celulei RFNBO, care se autosusține energetic la nivel local), iar extinderea fizică a rețelei se realizează gradual prin integrarea acestor celule în infrastructura națională. Rețeaua crește ca un organism, nu ca un șantier permanent în urgență.
Fundamentarea europeană este solidă. Directiva (UE) 2019/944 (Art. 32) impune operatorilor de rețea (distribuție și transport) să utilizeze servicii de flexibilitate ca alternativă la extinderea fizică a infrastructurii. Practica internațională confirmă viabilitatea: Consolidated Edison (Brooklyn-Queens Demand Management Program, 2019), UK Ofgem (Flexibility Decision, 2021). Consolidarea proiectelor sub un ATR comun, care tratează hub-ul NWA ca un singur punct de racordare integrând producție RES, stocare și consum industrial, simplifică procedura și reduce costurile de racordare pentru toate părțile.
Cazuri concrete: consumatorii NWA din România
Propunerea ACS nu este un exercițiu teoretic. Piața românească generează deja proiecte care ilustrează întregul spectru de consumatori NWA.
Centre de date cuplate cu producție RES și stocare. Monsson, unul dintre cei mai importanți dezvoltatori de energie regenerabilă din România, a anunțat o investiție pilot într-un centru de date de 50 MW, parte dintr-o strategie mai amplă care vizează o conexiune la rețea de 500 MW, integrând producție RES, stocare în baterii și capacitate de procesare date sub aceeași racordare. „Proiectăm și autorizăm în prezent aproximativ 50 MW de centre de date. Acesta ar fi proiectul pilot”, a declarat Sebastian Enache, responsabil Fuziuni și Achiziții (M&A) la Monsson, în cadrul conferinței „International Approach London” organizate de Energynomics [11]. La locația din Mireasa, județul Constanța, sistemul integrat eolian-solar-baterii furnizează deja 10 MW în regim continuu (24/7), cu eficiență a bateriilor de 92-93%, pe baza tehnologiei Prime Batteries fabricate la Cernica, România. Monsson și Prime Batteries au semnat un memorandum pentru 1.070 MWh de capacitate suplimentară de stocare.
Acest model demonstrează exact mecanismul NWA: un consumator masiv de energie curată, cu profil baseload, amplasat la sursa de producție RES, care absoarbe local excedentul și reduce presiunea pe rețeaua de distribuție. Monsson și Prime Batteries au nevoie de un cadru de reglementare care să recunoască acest serviciu și să le ofere stimulente proporționale cu valoarea CAPEX-ului evitat pe care îl generează pentru operatorii de distribuție. Ca să citez din aceeași declarație a lui Enache: „Pentru inteligența artificială, cinci ani sunt prea mult. Nu avem timp să așteptăm.”
Producție de hidrogen verde și chimie regenerabilă (Power-to-X). TDP Partners, asociat al ACS și autor al seriei de studii Blue Paper 2026, a identificat Power-to-X ca una dintre direcțiile strategice pentru investitorii din piața energetică românească. Seria de 8 studii de caz planificate pentru 2026 include analiza financiară a conversiei excedentului RES în hidrogen verde (RFNBO), amoniac verde și, prin extensie, îngrășăminte regenerabile.
Lanțul de valoare este direct: electroliza apei produce hidrogen, care, combinat cu azotul extras din aer prin separare criogenică, generează amoniac verde (NH3). Circa 80% din producția mondială de amoniac (peste 170 de milioane de tone anual) este utilizată pentru fabricarea îngrășămintelor, iar producția convențională, bazată pe reformarea cu abur a metanului (SMR), emite aproximativ 500 de milioane de tone de CO2 pe an. Înlocuirea SMR cu electroliză alimentată din RES elimină aceste emisii și creează un produs cu trasabilitate completă prin Garanții de Origine.
Din perspectiva rețelei, un electrolizor de 10 MW amplasat într-un nod cu supraproducție solară funcționează ca un consumator dispecerizabil ideal: pornește în orele de vârf solar (10:00-16:00), absoarbe excedentul care altfel ar fi limitat, și poate modula consumul în funcție de semnalele SCADA ale operatorului. Hidrogenul produs este stocat și utilizat ulterior, decuplând temporal producția de consum. Această flexibilitate intrinsecă face ca instalațiile Power-to-X să fie, poate, cel mai valoros tip de consumator NWA.
Stocare industrială în baterii (BESS). Analiza TDP Partners (Blue Paper, martie 2026) estimează că piața BESS din România poate atinge un platou de circa 11 GWh până în 2030, cu un IRR țintă de circa 18% (equity) în faza actuală, convergent spre 12% la maturitate. Aproximativ 16 GWh de capacitate de stocare ar fi necesari pentru a realiza transferul efectiv al surplusului solar de la mijlocul zilei către cererea de seară. Proiectele BESS standalone sau colocalizate cu producție RES prestează servicii directe de peak shaving, menținerea criteriului de securitate N-1 și atenuarea fluctuațiilor de tensiune, toate fără modernizări fizice ale rețelei.
Rolul critic al Garanțiilor de Origine: de la certificare energetică la export virtual de energie regenerabilă
Garanțiile de Origine (GO) nu sunt un detaliu tehnic, ci pivotul economic al întregului model NWA. Cercetarea aplicată realizată sub egida ACS (Stoicescu, V., Vasiliu, C., Goldiș, A., „The Sustainable Organization Design for Transport Services: Guarantees of Origin (GOs) via Intelligent Transportation Systems”, PICBE 2024, DOI: 10.2478/picbe-2024-0242) a dezvoltat un cadru conceptual în care Garanția de Origine se transferă din sectorul energetic în produsele și serviciile generate de unitățile economice care consumă RES certificat.
Evoluția de la Garanțiile de Origine clasice (anuale, conform Directivei 2018/2001/UE) la Garanții de Origine Granulare (GGO), la nivel orar sau sub-orar (standardizare coordonată de AIB și EnergyTag, cu adoptare în curs de către ACER), schimbă fundamental ecuația. GGO demonstrează corelația temporală exactă între producția RES locală și consumul efectiv, oferind două funcții simultane.
Pentru consumatorii finali (operatori de flote, clienți de procesare date, cumpărători de hidrogen verde), GGO demonstrează că energia consumată provine din surse regenerabile la nivel granular, satisfăcând cerințele de Carbon-Free Energy (CFE) 24/7 și criteriile actului delegat pentru RFNBO (Regulamentul delegat UE 2023/1185, Art. 3-6).
Pentru operatorii de rețea și ANRE, GGO oferă dovada măsurabilă și auditabilă a serviciului de decongestionare prestat: corelația temporală între producția RES locală și consumul certificat demonstrează că hub-ul NWA a absorbit efectiv excedentul energetic.
Dar dimensiunea cu adevărat transformatoare este alta. Prin contractul PPA (Power Purchase Agreement), energia regenerabilă nu mai reprezintă exclusiv un cost operațional, ci devine o investiție structurală în activul energetic al unității economice. Produsul sau serviciul care părăsește unitatea economică (hidrogen verde, procesare de date, îngrășăminte regenerabile, componente industriale) poartă o fracție proporțională din GO aferentă energiei RES consumate, constituind un timbru de trasabilitate energetică cu efecte economice măsurabile. Consecința directă: când aceste produse și servicii se exportă, România exportă de facto energie regenerabilă în formă virtuală, încorporată în valoarea adăugată a bunurilor exportate. Servicii de procesare date certificate CFE, hidrogen cu trasabilitate completă, componente cu amprentă carbon verificabilă: toate generează un premium de produs care îmbunătățește bancabilitatea și atrage capital investițional.
Fundamentarea juridică: ce permite legea, ce s-a schimbat și ce trebuie modificat
Cadrul legislativ românesc a înregistrat progrese semnificative în ultimii doi ani. OUG 134/2024 (MO nr. 1179/26.11.2024) a modificat Legea 123/2012 în contextul transpunerii Directivei (UE) 2019/944 privind piața internă a energiei electrice, introducând reglementări privind stocarea energiei și definirea furnizorilor de servicii de stocare. Ulterior, OUG 59/2025 (MO nr. 1035/7.11.2025) a transpus Directiva RED III (Directiva UE 2023/2413 de modificare a Directivei 2018/2001 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile), în contextul procedurii de infringement nr. 2021/0333. OUG 59/2025 introduce, printre altele, zone de accelerare pentru energie regenerabilă (cu termene de autorizare de 12 luni onshore și 24 luni offshore), puncte unice de contact pentru procedurile de autorizare și prevederi privind Garanțiile de Origine (Art. 19).
Ce se poate face acum. Legea Energiei nr. 123/2012, în forma sa actualizată (Art. 59-67, distribuție; Art. 72, tarifarea serviciilor de rețea), permite operatorilor de distribuție să contracteze servicii de la terți în cadrul activității reglementate. Operatorii pot încheia contracte bilaterale de flexibilitate cu consumatorii NWA care se angajează să absoarbă excedentul RES în nodurile de congestie, pe baza unui preț negociat care reflectă CAPEX-ul evitat. Aceste contracte nu necesită o piață formală de flexibilitate, ci voința comercială a părților și validarea ANRE a costului ca cheltuială operațională reglementată.
ACS a propus operatorilor de distribuție lansarea unui proiect pilot NWA la un nod de congestie prioritar, cu un orizont de 12 până la 18 luni, incluzând un consumator de minimum 5 MW integrat în sistemul SCADA/DMS, cu monitorizare a impactului real asupra congestiei.
Ce necesită intervenție legislativă. Trei modificări sunt esențiale pentru scalarea soluției.
În primul rând, introducerea de tarife zonale sau nodale (Nodal Pricing) în metodologiile tarifare ANRE. Consumatorii NWA care se amplasează în zonele cu congestie RES și prestează servicii de flexibilitate trebuie să beneficieze de reducerea sau eliminarea tarifelor de extracție și injecție (TG/TL). Fundamentarea economică este directă: dacă un consumator elimină necesitatea unei investiții de 10-15 milioane EUR, costul reducerii tarifare este neglijabil prin comparație. Metodologiile tarifare actualizate ca urmare a transpunerii RED III trebuie să includă explicit recunoașterea costurilor de achiziție a serviciilor de flexibilitate NWA ca OPEX justificat, recuperabil integral prin tarifele de distribuție (pass-through), ca alternativă la capitalizarea investițiilor în Baza Reglementată de Active (BAR).
În al doilea rând, crearea de piețe locale de flexibilitate, prin transpunerea completă a Art. 32 din Directiva (UE) 2019/944 în dreptul intern. Viitoarele amendamente la Legea 123/2012 trebuie să recunoască explicit dreptul operatorilor de rețea (distribuție și transport) de a contracta și remunera consumatorii NWA și obligativitatea ANRE de a aproba includerea acestor costuri în tariful de distribuție. Cadrul GO/GGO reprezintă instrumentul de verificare și auditare a serviciului prestat: fără certificare granulară, operatorul de rețea nu poate demonstra că serviciul de flexibilitate a fost efectiv prestat, iar ANRE nu poate valida costul.
În al treilea rând, utilizarea Industrial Accelerator Act (IAA), propus de Comisia Europeană la 4 martie 2026 (COM(2026)100), ca instrument de accelerare a autorizării. IAA introduce Zone de Accelerare Industrială (Industrial Acceleration Areas) cu regim de autorizare accelerată, aprobare tacită la etapele intermediare și proceduri digitale unice (one-stop-shop) cu termen maxim de 18 luni. Coroborat cu Net Zero Industry Act (NZIA, Regulamentul UE 2024/1735), care recunoaște BESS, solar PV și electrolizoarele ca tehnologii strategice net-zero, acest cadru poate comprima termenele de autorizare de la 3-5 ani la sub 18 luni, deblocând respectarea calendarului AFIR.
Stimularea investitorilor: nu subvenții, ci recunoașterea unui serviciu de sistem
Companiile care dezvoltă proiecte de centre de date, stocare industrială sau producție de hidrogen verde în România o fac, în prezent, fără niciun beneficiu tarifar sau contractual pentru serviciul de decongestionare pe care îl oferă implicit rețelei. Monsson și Prime Batteries, care investesc în integrarea producție RES, stocare și centre de date sub aceeași racordare, sunt exact tipul de investitori pe care România trebuie să îi încurajeze, nu prin subvenții, ci prin recunoașterea corectă a serviciului pe care îl prestează.
Fiecare megawatt consumat local într-un nod cu excedent RES este un megawatt care nu necesită investiție în extinderea rețelei. Tarifele nodale reduse, accesul prioritar la ATR și procedurile accelerate de autorizare nu sunt forme de ajutor de stat, ci prețul corect al unui serviciu de sistem pe care acești consumatori îl prestează. Măsurile sunt mutual avantajoase: investitorul obține un cost energetic competitiv și proceduri simplificate, operatorul de rețea evită CAPEX-ul de întărire, iar economia națională câștigă capacitate industrială, locuri de muncă și exporturi cu valoare adăugată ridicată, certificate prin Garanții de Origine.
Alternativa este clară și costisitoare: fără consumatori NWA, operatorii de distribuție vor fi forțați să investească sume de ordinul sutelor de milioane de euro în întăriri fizice de rețea, cu termene care depășesc ferestrele de conformare AFIR, iar sectorul de transport, cu cele 19 miliarde EUR ale sale, va deveni incompatibil cu cerințele europene. Energia limitată administrativ (curtailment) în Dobrogea, Oltenia și în alte zone cu supraproducție RES reprezintă o pierdere economică directă pe care consumatorii industriali NWA o pot transforma în producție de hidrogen, procesare de date, stocare și produse chimice exportabile.
Concluzie: o fereastră de oportunitate care se închide
Convergența legislativă între AFIR, RED III, IAA, NZIA și revizuirea Legii 123/2012 creează o fereastră de oportunitate care nu va rămâne deschisă la nesfârșit. ACS a propus sectorului energetic și factorilor decizionali un plan de acțiune structurat: contracte bilaterale de flexibilitate pe cadrul existent (inițiabile în trimestrul II 2026), proiecte pilot NWA la noduri de congestie prioritare și, simultan, promovarea celor trei modificări legislative (tarife nodale, piețe locale de flexibilitate, desemnarea hub-urilor NWA ca Zone de Accelerare Industrială).
România poate alege între a trata consumatorii industriali de energie curată ca pe o problemă de rețea sau ca pe o soluție de sistem. Datele tehnice, cadrul juridic european și realitățile investiționale converg spre aceeași concluzie: consumul industrial certificat RES, amplasat strategic și verificat prin Garanții de Origine Granulare, este cel mai rapid, cel mai eficient și cel mai puțin costisitor instrument de întărire a rețelei electroenergetice disponibil astăzi.
Vlad Stoicescu este Președinte al Asociației pentru Combustibili Sustenabili (ACS), organizație care reunește companii și investitori activi în sectorul combustibililor alternativi, stocării de energie și infrastructurii de transport curat din România. Este strateg în domeniul tranziției energetice și cercetător (ASE București) în finanțarea sustenabilă a industriei. Coordonează dialogul instituțional și tehnic pentru operaționalizarea ecosistemului de hidrogen verde, biometan și combustibili sintetici din România.
