Electrificarea este motorul Pactului Verde European, iar rețelele de distribuție sunt coloana vertebrală a economiei viitorului. Fără investiții masive, aceste infrastructuri esențiale riscă să devină veriga slabă a tranziției energetice. Creșterea accelerată a energiei din surse regenerabile, schimbarea comportamentului consumatorilor, riscurile cibernetice și impactul climatic pun o presiune fără precedent pe acești „giganți nevăzuți”. În acest articol, analizăm de ce rețelele de distribuție trebuie scoase din umbră și plasate în centrul strategiei energetice a Europei și, implicit, a României.
Sistemul nostru energetic se schimbă radical conform celor trei „D”: Descentralizare, Digitalizare și Decarbonare.
Descentralizarea înseamnă trecerea de la un sistem centralizat, unde energia era produsă în câteva centrale mari și distribuită către consumatori, la un sistem în care energia este generată din multiple surse mai mici, distribuite local.
Aceasta include:
✅ surse regenerabile (solare, eoliene, biomasă etc.) integrate la nivel local;
✅ prosumatori (consumatori care produc energie, ex.: panouri fotovoltaice pe case);
✅ microrețele independente sau conectate la rețeaua principală;
✅ sisteme de stocare pentru echilibrarea producției și consumului.
Avantajele țin de reducerea pierderilor tehnice pe rețea, independență energetică, flexibilitate și sustenabilitate. Însă o pondere tot mai mare a producției variabile de energie regenerabilă necesită echilibrare în sistem.
Digitalizarea generează date despre sistemul energetic, permițând accesul de la distanță și deschizând noi oportunități, dar și riscuri sporite de atacuri cibernetice.
Decarbonarea este noul drum ambițios pe care s-a înscris Europa. Aceasta înseamnă că generarea de energie bazată pe combustibili fosili este eliminată treptat și va trebui înlocuită prin alte mijloace pentru a menține stabilitatea sistemului.
Pe măsură ce ne îndreptăm spre 2030, la nivel european, reducerea emisiilor va trebui să scadă cu 55% față de 1990, stimulată de peste 1.200 GW noi de surse regenerabile de energie (SRE) și de o rată de electrificare de cel puțin 35% a consumului final de energie. În acest drum al tranziției verzi, electricitatea va acoperi 60% din cererea de energie până în 2050, potrivit asociației europene Eurelectric.
„Transportul, încălzirea și chiar procesele industriale utilizează din ce în ce mai multă energie electrică în procesele lor finale. În același timp, adăugăm cantități impresionante de energie regenerabilă – în special eoliană și solară – în mixul energetic în fiecare an.
Pe măsură ce electrificarea accelerează într-un ritm fără precedent, sistemul care o susține trebuie să evolueze în același pas pentru a menține ritmul ridicat al tranziției energetice.
Din 1990 până în prezent, cererea de energie electrică a crescut cu 500 TWh, ajungând la 2.500 TWh. Însă, în următorii 30 de ani, această creștere va fi de patru ori mai rapidă, adăugând 2.000 TWh și depășind 4.500 TWh până în 2050.
Vehiculele electrice (EV) și stațiile lor de încărcare, pompele de căldură și panourile fotovoltaice (PV) vor fi motoarele acestei transformări. Până în 2050, numărul vehiculelor electrice și al pompelor de căldură va ajunge la aproximativ 250 de milioane – o creștere de aproape 20 de ori față de prezent. În același timp, vor exista peste 7 milioane de stații publice de încărcare pentru vehicule electrice, o creștere de aproape 60 de ori față de astăzi, iar numărul proiectelor de energie regenerabilă conectate la rețelele de distribuție va crește de aproximativ șapte ori, ajungând la 2.300 GW”, arată Eurelectric.
Următorul grafic publicat în raportul „Grids for Speed” (2024), o analiză comună realizată de Eurelectric și compania de consultanță financiară și audit EY, sintetizează modul în care sistemul energetic se transformă, ca urmare a tranziției verzi. La baza acestei transformări se află rețelele de distribuție a energiei electrice, adică acele rețele care distribuie electricitate direct către locuințe, birouri, afaceri, fabrici și orice alte locuri care utilizează energie electrică.
Potrivit Eurelectric, aproximativ 70% din capacitatea viitoare de producție a energiei din surse regenerabile și din cea de stocare a energiei va fi conectată la rețeaua de distribuție. Totodată, capacitatea de energie regenerabilă distribuită în Europa va crește de aproape șase ori din 2020 până în 2050. Aceasta reprezintă o creștere masivă a capacității intermitente de adăugat la rețeaua de distribuție.
„Lipsa investițiilor în modernizarea rețelelor de distribuție va întârzia conectarea tehnologiilor esențiale, precum sursele regenerabile, pompele de căldură și vehiculele electrice. Beneficiile așteptate – reducerea emisiilor de carbon, creșterea eficienței energetice și scăderea facturilor la energie – ar putea să nu se concretizeze sau, cel puțin, nu la viteza necesară pentru a răspunde nevoilor globale”, se menționează în raportul „Grids for Speed”, publicat de Eurelectric.
Electrificarea clădirilor (căldură), a transporturilor și a industriei va contribui semnificativ la creșterea cererii de energie electrică, atât în ceea ce privește creșterea capacității, cât și noile conexiuni. Totodată, implementarea încărcătoarelor pentru vehicule electrice va necesita peste 15.000 de conexiuni noi pe zi, mai arată asociația.
ACUE: 2030 nu e departe
În România, obiectivele tranziției verzi până în 2030 sunt definite în Planul Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice (PNIESC) 2025-2030, document strategic actualizat de Ministerul Energiei în octombrie 2024.
Conform PNIESC, România are ca obiectiv să atingă o pondere a surselor regenerabile de energie (SRE) în consumul final brut de energie de cel puțin 38,3% până în 2030, precum și o reducere cu 87% a emisiilor de gaze cu efect de seră (GES) în 2030 față de 1990 în sectorul energetic.
Federația ACUE (Federația Asociațiilor Companiilor de Utilități din Energie) a realizat o sinteză a câtorva dintre principalele tendințe și ținte cuprinse în PNIESC, cu implicații asupra rețelelor și care presupun noi roluri și funcțiuni pentru operatorii de distribuție.
Astfel, noile proiecții din PNIESC revizuit arată că, până în 2030, se va înregistra o creștere a capacității de energie solară de la 1,8 GW în 2022 la 8,2 GW, în timp ce energia din surse eoliene va crește de la 3 GW în 2022 la 7,3 GW.
La fel de importantă este și gestionarea cererii și implementarea soluțiilor de stocare a energiei. România intenționează să integreze în infrastructura de transport și distribuție o capacitate totală de stocare a energiei electrice în baterii de 1,2 GW/2.400 MWh până în 2030 (față de 100 MW estimați la finalul anului 2024).
În ceea ce privește sectorul încălzire și răcire, obiectivul pentru 2030 este de a asigura 30,8% din consumul final brut de energie prin pompe de încălzire-răcire.
De asemenea, va fi necesar ca rețelele să ofere suport pentru electromobilitate și să conecteze aproximativ 28.000 de puncte de reîncărcare electrică (dintre care cel puțin 16.000 vor avea o capacitate > 50 kW) pentru încărcarea a 680.000 de mașini electrice și 617.000 hibrid plug-in.
Printre cele mai importante roluri ale operatorilor de distribuție a energiei electrice, în acest context, se numără modernizarea rețelelor pentru integrarea surselor regenerabile de energie, digitalizarea și managementul rețelelor inteligente, împreună cu creșterea flexibilității, rezilienței și securității acestora.
Integrarea RES, prosumatorii, infrastructura învechită și necesitatea digitalizării rețelelor impun investiții semnificative la nivelul operatorilor de distribuție (DSO), a arătat Cristina Păun, directorul adjunct al Federației ACUE, la conferința Power Shift Summit 2024, organizată de asociațiile RWEA, RPIA, în parteneriat cu asociațiile europene WindEurope și SolarPower Europe.
„Trebuie să vedem cât trebuie să investim în perspectiva a ceea ce ne dorim să obținem. Pe zona de distribuție, din calculele realizate la nivelul ACUE, ne-a reieșit un necesar de investiții între 9 și 11 miliarde de euro în perioada 2024-2030, justificat de toate aceste obiective și mai ales de faptul că sistemul de distribuție se schimbă complet.
Trebuie să ne uităm la ce se întâmplă cu rețelele de distribuție, unde trebuie să ajungem și care este costul ca să ajungem acolo până în 2030, an care nu este așa de departe. Cadrul de reglementare nu numai că trebuie să asigure atragerea finanțării, trebuie să o și direcționeze corect către ceea ce este necesar. Nivelul de investiții reflectă cadrul de reglementare”, a subliniat Cristina Păun.
Provocările pentru sistemul de distribuție
Valeriu Binig, strategy principal în cadrul PPC Group, a explicat, la rândul său, transformările majore prin care vor trece rețelele de distribuție, precum și provocările pe care operatorii de rețea le întâmpină.
În primul rând, va fi vorba despre o schimbare de filozofie. „EY a scos un raport, iar prima concluzie a fost: noi suntem obișnuiți ca de la compania de utilități la client să vină energie, iar de la client către compania de utilități să vină bani. EY a spus: în noua paradigmă, de la compania de utilități către client circulă în două sensuri energia și informația. Eu am adăugat și banii, deoarece compania de utilități va trebui să dea bani clientului atunci când îi va cumpăra serviciile de flexibilitate. Deci aceasta este esența tranziției energetice”, a spus reprezentantul PPC, în cadrul Power Shift Summit 2024.
Același raport EY din 2017 a identificat trei puncte de inflexiune („tipping points”), care se ating în termeni diferiți, în geografii diferite. Pentru Europa, primul punct este legat de 2021, când va fi mai ieftin să îți produci acasă energie cu panouri fotovoltaice plus baterie decât să cumperi din altă parte. Al doilea punct va fi în 2026, când vehiculul electric va fi la paritate cu vehiculul cu combustie internă, luând în calcul diferite criterii, precum costul de operare pe durata de viață, costul de proprietate. În principiu, din 2026, va fi mai avantajos să mergi cu mașină electrică.
Al treilea punct va fi momentul în care solar PV (parcurile solare mari) plus non-utility solar PV (panourile de acasă) plus stocare vor fi mai ieftine decât transmisia și distribuția împreună. „Adică rețeaua devine nerelevantă. EY spunea că în Europa acest lucru se va întâmpla în 2041. Acesta a fost mesajul fundamental”, a subliniat Binig.
El a punctat și câteva dintre noutățile introduse prin noile reguli ale UE privind organizarea pieței de energie electrică (adoptate în mai 2024 și care au intrat în vigoare în iulie 2024 – n.r.). O noutate majoră este reglementarea faptului că clienții pot schimba între ei energie, informație și bani.
„Furnizorii își pun problema: eu până acum stăteam la capul sârmei, așteptam să vină curentul, măsuram și facturam. Dar dacă ți-ai făcut acasă, eu ce mai păstrez ca obiectul muncii? Atunci mă reprofilez: hai să te învăț să îți proiectezi instalația, hai să te ajut să o autorizezi, să o instalezi, să o operezi, să o întreții, înlocuiești etc. Deci e vorba de trecerea de la vânzarea energiei ca marfă la vânzarea energiei ca serviciu”, a spus reprezentantul PPC.
Potrivit acestuia, deși pentru consumatori rețeaua publică începe să devină nerelevantă, rețeaua încă trebuie să distribuie din ce în ce mai multă electricitate, în ambele sensuri, și trebuie dezvoltată, ceea ce ridică provocări pentru operatorii de rețea. În plus, noua legislație în domeniu ridică probleme tehnice pentru a căror implementare încă nu s-au găsit soluții.
„Ce introduce energy sharing (partajarea energiei – n.r.)? Sunt un consumator/prosumator mai complex, am pompă de căldură, am panouri FV, mașină electrică, aspirator.
Ce spune legislația în vigoare și în implementare în țările europene mai avansate: cu același contor («accounting point») eu pot să am un furnizor pentru pompa mea de căldură, alt furnizor pentru mașina mea electrică, alt furnizor care cumpără energia produsă de la panourile fotovoltaice și pot să am un alt furnizor pentru aspirator. Toate la același contor.
Pentru mine este o ecuație imposibil de rezolvat și sunt grupuri de experți la nivelul Europei ce se întreabă care sunt complicațiile care vin din acest energy sharing. Energy sharing mai introduce faptul că un contract de furnizare nu e numai contractul între un furnizor și un consumator, ci și contractul între vecini, care ar putea să fie în spatele aceluiași contor de decontare. Deci peer-to-peer trading (tranzacțiile de vânzare-cumpărare directe între utilizatori, fără intermediari – n.r.) se califică la energy sharing, este contract de furnizare. Experții se întreabă: cum facem?
Sunt tot felul de întrebări, experți specializați în smart data își pun întrebări – încă pun întrebări, nu au ajuns la răspunsuri, dar legislația prevede energy sharing. Deci aceasta e provocarea pentru operatorii de distribuție: ce vor face în acest context, pentru că încet-încet în spatele contorului, unde oficial se oprește rețeaua și se decontează consumul, începe o nouă lume, o nouă piață.
După părerea mea, legislația a luat-o mult prea repede înainte față de capacitatea noastră ca industrie de a găzdui cu măsuri tehnice ce își doresc consumatorii și ceea ce politicienii legiferează în ideea de a împuternici consumatorii”, a mai explicat Valeriu Binig.
GRAFIC 3 – TITLU: Operatorii de distribuție (DSO), un actor tot mai important în tranziția verde
Soluții pentru echilibrarea rețelei
Eugen Butoarcă, președinte al directoratului companiei Distribuţie Oltenia, care operează în sud-vestul României, a declarat, la rândul său, că ne îndepărtăm de modelul de rețea gândită și proiectată să transfere energia în mod unidirecțional – de la sursă, de la producția centralizată, prin stații, substații, linii până la consumator.
„În noul context, vorbim de un schimb de energie bidirecțional, dinamic și greu de prognozat, care se poate schimba la fiecare secundă, în funcție de vreme, de comportamentul de consum al unor consumatori/prosumatori. Trebuie să vedem contextul amplu, cu acest mix în rețeaua de distribuție: producători, sisteme de stocare, pompele de căldură, stațiile de încărcare electrice”, a spus Eugen Butoarcă.
Potrivit acestuia, Distribuţie Oltenia este operatorul de distribuție cu cel mai mare număr de prosumatori din țară. Mai concret, 32.500 de prosumatori a căror putere însumată este de 375 MW (conform datelor prezentate la finele lunii octombrie 2024 – n.r.). Una dintre provocările majore este repartiția prosumatorilor pe cele aproximativ 11.000 de posturi de transformare (un post de transformare deservește un cartier, un sat sau o localitate – n.r.).
„Avem și rețele de joasă tensiune sau posturi de transformare cu mai mult de 30 de prosumatori. Provocările sunt legate de a gestiona aceste concentrări de prosumatori în anumite zone, pe care le-am marcat cu verde. Zonele foarte verzi sunt în proximitatea marilor orașe, în localitățile destul de noi sau înstărite și o să vedem zone fără niciun punct verde în zonele mai vulnerabile și, foarte interesant, în centrul orașelor”, a punctat Eugen Butoarcă.
El a menționat că în zonele urbane din aria operată de Distribuție Oltenia sunt aproximativ 560 ha de acoperiș disponibil, unde s-ar putea instala fără probleme 500 MW energie solară. Avantajul este că în aceste zone rețeaua este pregătită, iar posturile de transformare sunt suficient de puternice să preia acest aport de energie fără lucrări mari de investiții.
Ce este de făcut? Președintele directoratului Distribuţie Oltenia a punctat câteva soluții mai ieftine, organizatorice, și unele mai scumpe.
„Dintre soluțiile ieftine, în primul rând m-aș duce în zona de definire a prosumatorilor din perspectiva autoconsumului. În momentul de față, autoconsumul pentru aproximativ 90% din prosumatori se află în plaja 30-40% – doar atât din energia produsă se și utilizează pentru propriile necesități. Circa 10% dintre prosumatori sunt în afara acestei plaje – unii folosesc doar 5%, iar alții folosesc aproape de 90 sau chiar 100%. Avem prosumatori mari, întreprinderi mari, unde aproape niciun kWh produs nu e injectat în rețea. Pe zona de autoconsum, aș insista pe zona de informare și conștientizare. Cât de complicat ar fi oare să programezi când pleci de acasă mașina de spălat rufe sau vase la ora 12:00? Sau să programez sistemul de climatizare atunci când am maxim de energie produsă. Cât de motivat ești să îți instalezi pompă de căldură?
Încă o măsură ieftină ar fi tarifele dinamice, foarte importante să motivezi să consumi când e energia ieftină și să faci economii când e mai scumpă. Plus demand-response și investiții anticipative – nu trebuie să aștept să am 30-50 de prosumatori în rețea, trebuie să prevăd acest lucru și să investesc azi pentru mâine.
Soluțiile tehnice scumpe ne costă pe toți prin tariful de distribuție. Unu: modernizarea rețelelor și creșterea capacităților; doi: sistemele de stocare; și trei: automatizarea, digitalizarea rețelei – vorbim de smart grid, de sistemele SCADA, transformatoare cu reglajul tensiunii sub sarcină, sisteme de monitorizare a calității energiei în timp real, sisteme de smart metering și analytics-uri capabile să colecteze și să interpreteze miliarde și miliarde de date și să transmită aceste informații către soluții avansate pentru luarea deciziilor.”
NOTA REDACȚIEI: Analiza a fost publicată în numărul cinci din luna martie 2025 al revistei Energy Magazine, disponibil la punctele de difuzare a presei din țară (ex: Inmedio, Relay). În calitate de partener media, Energy Magazine va fi prezentă cu un nou număr special, în limba engleză, la Intersolar, în perioada 7–9 mai, la München – standul A1/113. Vă invităm să ne vizitați!
