Capitolul 3 - III. ANALIZA CONTEXTULUI ŞI DEFINIREA PROBLEMELOR - Strategie din 2024 energetică a României 2025-2035, cu perspectiva anului 2050

M.Of. 1226 bis

În vigoare

Versiune de la: 5 Decembrie 2024

CAPITOLUL 3:III. ANALIZA CONTEXTULUI ŞI DEFINIREA PROBLEMELOR

De asemenea, toate măsurile fără precedent de diversificare a surselor de aprovizionare cu gaz natural şi, mai ales, de reducere a consumurilor la nivel european, pe fondul unui necesar scăzut al gazului natural, urmare a condiţiilor meteorologice favorabile din timpul iernii, au dus la scăderea consumului de gaz la nivel european cu 13,5% în 2023 faţă de 2022, după o scădere de 13% în 2022 faţă de 2021, mai mult decât ţinta prescrisă de Regulamentul 2022/1369 cu privire la măsuri coordonate de reducere a cererii de gaz natural. Federaţia Rusă principalul furnizor de gaz natural la nivel european, a fost înlocuit acest loc fiind ocupat în prezent de Norvegia (urmat de LGN din SUA, Qatar, Rusia, Algeria, Nigeria etc.). Dacă în 2021 importurile din Federaţia Rusă reprezentau 40% din importurile de gaz ale UE, această cifră a ajuns la 8% în 2023.

atât la gaz natural, cât şi la energie electrică, atingându-se inclusiv minime istorice. Preţul la gaz natural pe bursele europene a coborât constant sub 30 EUR/MWh, niveluri atât de joase fiind înregistrate ultima dată în iulie 2021, înainte ca Rusia să înceapă să pună presiune pe aprovizionarea cu gaz la nivelul UE. Şi la nivelul preţurilor angro de energie electrică, domolirea presiunii preţului a fost una puternică: de la nivelurile de 700 EUR/MWh în august 2022, la sub 100 EUR/MWh în 2023 şi 2024, înregistrându-se chiar şi preţuri negative pe pieţele angro din UE.

Transformarea sectorului energetic are loc în ritm accelerat, prin extinderea ponderii SRE şi prin "revoluţia" digitală, ce constă în dezvoltarea de reţele inteligente cu coordonare în timp real şi cu comunicare în dublu sens, susţinute de creşterea capacităţii de analiză şi transmitere a volumelor mari de date, cu optimizarea consumului de energie. În ultimii 20 de ani capacitatea instalată pentru producţie de energie electrică din surse regenerabile a crescut de peste trei ori, ajungând la aproximativ 8500 TW instalaţi la nivel global.

Tendinţa globală puternică de scădere a costurilor tehnologiilor pentru energie regenerabilă din perioada 2010-2023 a condus la creşterea competitivităţii acestora faţă de costurile impuse de capacităţi similare pe bază de combustibili fosili. Din anii 2010 până în prezent, costurile cu tehnologia panourilor fotovoltaice au scăzut cu 85%. Potrivit Agenţiei Internaţionale a Energiei (AIE), această tendinţă va continua, făcând majoritatea SRE competitive fără scheme de sprijin dedicate până în 2040.

Scăderea costurilor de producţie a energiei din SRE, dezvoltarea tehnologiilor de stocare a energiei electrice la scară comercială în următorii ani, emergenţa electromobilităţii, progresul sistemelor de gestiune a consumului de energie şi digitalizarea constituie provocări la adresa paradigmei convenţionale de producţie, transport, distribuţie şi consum al energiei. Ponderea crescândă a producţiei de energie din surse eoliene şi fotovoltaice ridică problema adecvanţei SEN şi a regulilor de funcţionare a pieţelor de energie electrică.

Pe măsură ce unităţile de producere a energiei nucleare finalizate în anii 1970-1980 ajung la sfârşitul duratei de viaţă în 2030-2040, în numeroase state se pune problema retehnologizării/extinderii duratei de viaţă sau înlocuirii acestor capacităţi cu alte tehnologii, inclusiv noi capacităţi nucleare. Retehnologizarea centralelor nucleare conduce la dublarea duratei de viaţa a acestora, dublând totodată şi perioada de furnizare a energiei cu emisii scăzute de carbon. Din punct de vedere al costurilor, implicit al impactului ulterior în piaţă, prelungirea duratei de viaţă a unităţilor nucleare are în prezent cel mai mic cost dintre toate sursele de energie, inclusiv a celor regenerabile.

Înmagazinarea subterană a gazelor naturale are un rol major în asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale, facilitând echilibrarea balanţei consum - producţie internă - import de gaze naturale, prin acoperirea vârfurilor de consum cauzate în principal de variaţiile de temperatură, precum şi menţinerea caracteristicilor de funcţionare optimă a sistemului naţional de transport gaze naturale în sezonul rece. Totodată, înmagazinarea subterană a gazelor naturale are rolul strategic de a asigura furnizarea de gaze naturale din depozitele de înmagazinare, în cazuri de forţă majoră (calamităţi, cutremure şi alte evenimente neprevăzute).

România dispune de rezerve variate de cărbune (antracit, huilă, cărbune brun, lignit şi turbă) localizate în 22 de bazine carbonifere în care au fost puse în evidenţă şi cercetate 299 perimetre miniere. Vârsta zăcămintelor de cărbuni variază între Carbonifer târziu (Westphalian - Stephanian) şi Pliocen (Dacian-Romanian). Distribuţia bazinelor purtătoare de cărbuni din România, evidenţiate după vârstă geologică. În umplutura neogena a avanfosei şi mai puţin în cuvertura neogena a Platformei Moesice, dintre Dunăre şi Luncavăţ, se găsesc cele mai importante zăcăminte de cărbuni din România, el singur cuprinzând mai mult de 80% din rezervele de cărbuni energetici ai ţării.

Pentru a spori securitatea aprovizionării cu materia primă necesară fabricării combustibilului nuclear la Fabrica de Combustibil Nuclear (FCN) Piteşti şi reducerii dependenţei de import pe lanţul de producere a combustibilului nuclear, Societatea Naţională Nuclearelectrica SA (SNN) a achiziţionat Fabrica de Prelucrare a Concentratelor de Uraniu de la Compania Naţională a Uraniului (CNU) în vederea consolidării ciclului nuclear şi eficientizării costului materiei prime necesară fabricării combustibilului nuclear pentru CNE Cernavodă.

De asemenea, tot în vederea consolidării ciclului combustibilului nuclear, SNN SA a preluat în anul 2021, cu titlu gratuit, licenţa de concesionare a activităţii de exploatare a minereului de uraniu din perimetrul Tulgheş Grinţieş, judeţul Neamţ. Darea în exploatare a acestui zăcământ, va crea premisele utilizării minereului de uraniu extras din tară. Rezervele dovedite de minereu existente şi exploatabile asigură cererea de uraniu natural pentru funcţionarea a două unităţi nuclear-electrice pe toată durata de operare.

Conform studiului privind evaluarea potenţialului tehnico-economic al resurselor regenerabile în România realizat în anul 2021 cu sprijinul ISPE, potenţialul tehnic eolian al României este evaluat la 84 GW (154 TWh). Datorită poziţionării geografice şi deschiderii către Marea Neagră, România prezintă un potenţial tehnic ridicat în materie de energie eoliană. Conform unui studiu al Băncii Mondiale (BM), potenţialul teoretic este estimat la 76 GW din care 22 GW pentru turbine cu fundaţie fixă şi 54 GW pentru turbine cu fundaţie plutitoare.

Studii realizate în cadrul regiunii de Sud-Est a Europei au evaluat potenţialul tehnic solar al României la nivelul a 19,4 GW (25,8TWh), din care aproximativ 18,1 GW (24,2 TWh) pot constitui o opţiune economică de investit, în scenariul cu costuri minime. Valorificarea potenţialului solar în scopul producerii de energie electrică prin utilizarea panourilor fotovoltaice permite, conform aceluiaşi studiu, instalarea unei capacităţi totale de 4.000 MW şi producerea unei energii anuale de 4,8 TWh.

Pe teritoriul României au fost identificate mai multe areale în care potenţialul geotermal se estimează că ar permite aplicaţii economice, pe o zonă extinsă în vestul Transilvaniei şi pe suprafeţe mai restrânse în nordul Bucureştiului, la nord de Râmnicul Vâlcea şi în jurul localităţii Ţăndărei. Cercetările anterioare anului 1990, au relevat faptul că potenţialul resurselor geotermale cunoscute din România însumează aproximativ 7 PJ/an (cca. 1,67 milioane Gcal/an). Datele colectate din perioada 2014-2016, consemnează că din acest potenţial sunt valorificate anual sub forma de agent termic sau apă calda între 155 mii şi 200 mii Gcal.

Aceasta denotă o capacitate mică de generare, în comparaţie cu alte ţări europene cu economii similare. Puterea instalată brută a centralelor electrice puse în funcţiune în anul 2023 în România a fost de 624 MW, majoritatea puterii fiind instalată în centrale electrice fotovoltaice - 496 MW, însă acestea nu au compensat pentru scoaterea din funcţiune a două grupuri pe cărbune de la CE Oltenia. În 2024 se estimează punerea în funcţiune a aproximativ 1.500 MW, preponderent în centrale electrice fotovoltaice, care se vor racorda la sistemul electroenergetic.

Conform prognozelor până în anul 2035 cu perspectiva anului 2050, producţia de gaze naturale din resursă terestră este de aşteptat să scadă, menţinerea unui grad redus de dependenţă faţă de importuri fiind condiţionată astfel de dezvoltarea rezervelor descoperite în Marea Neagră. Primele gaze naturale provenite din proiecte offshore sunt planificate a deveni disponibile în piaţă începând cu anul 2027. Potrivit informaţiilor publicate de către operator, producţia de platou va fi atinsă în decurs de un an de la începerea producţiei şi va dura o perioadă totală de aproximativ zece ani, la aproximativ 140 de mii de barili echivalent petrol pe zi. După această perioadă, activul va intra în declin natural pentru o perioadă de încă opt ani.

Cărbunele rămâne o sursă importantă de producere a energiei electrice, acoperind în prezent 14% din producţia totală de energie electrică la nivel naţional. Cărbunele este un combustibil strategic în susţinerea securităţii energetice naţionale şi regionale, întrucât în perioadele meteorologice extreme, precum şi în situaţii de criză energetică, acesta stă la baza rezilienţei alimentării cu energie şi a bunei funcţionări a sistemului electroenergetic naţional. Aceste resurse convenţionale sunt deosebit de valoroase datorită capacităţii lor de a oferi energie stabilă, fără a fi afectate în mod semnificativ de fluctuaţiile pieţei sau de factori geopolitici. Fiind indigene, permit o independenţă mai mare în raport cu sursele externe de energie, reducând vulnerabilitatea ţării în faţa unor eventuale crize energetice sau perturbări geopolitice.

În anul 2023, puterea instalată în centralele electrice eoliene (CEE) a fost de 3.026,91 MW sau 16% din capacitatea netă instalată, dar contribuind cu 13% la producţia de electricitate totală, datorită variabilităţii. Puterea instalată în prezent în centrale eoliene este aproape de un maximum tehnic posibil pentru funcţionarea în siguranţă a SEN, în configuraţia sa actuală. Piaţa de echilibrare este pusă în dificultate de variabilitatea ridicată a surselor de energie eoliene. Din datele Transelectrica, există contracte de racordare pentru CEE totalizând o putere instalată de circa 1.895,95 MW, care nu au stabilite termene de punere în funcţiune.

Analiza Comisiei Europene din 2021¹ a concluzionat că în ciuda potenţialului semnificativ de producţie a biometanului în România, 2 mld. m³ pe an la orizontul 2030 (având capacitatea de a înlocui aproximativ 80% din importurile actuale de gaz natural cu biometan), România reprezintă una dintre cele mai puţin dezvoltate pieţe de biogaz din UE, iar numărul actual de staţii de alimentare cu GNC, respectiv 3, nu este suficient pentru a avea o absorbţie mai mare de biometan în transport.

Metanul sintetic, identic din punct de vedere chimic cu gazul "de sondă", este alternativa sustenabilă la acesta, întrucât se obţine din hidrogen (ideal din surse regenerabile de energie) şi dioxid de carbon, acesta din urmă putând fi captat din alte surse de generare a energiei electrice (precum CCUS). Metanul sintetic ar putea deveni o alternativă nivel local dar şi pentru consumatorii industriali care pot dispune de hidrogen şi urmăresc reducerea amprentei de carbon a gazului metan consumat.

Costurile actuale pentru săparea unei sonde de apă geotermală sunt similare cu costurile pentru săparea unei sonde de hidrocarburi. Astfel, pentru adâncimile de peste 3.000 metri care caracterizează majoritatea resurselor geotermale din România, amortizarea investiţiilor pentru utilizarea energiei geotermale depăşeşte 55 ani; astfel de proiecte sunt considerate nerentabile, în cazul în care nu sunt finanţate din fonduri nerambursabile. Prin urmare, parcul de sonde de producţie de apă geotermală nu a crescut.

Un alt motiv al limitării utilizării energiei geotermale este constituit de limitările semnificative pe care le prezintă sistemele convenţionale (în buclă deschisă) de captare a căldurii, care necesită amplasarea în apropierea surselor de apă termală, precum şi a gradienţilor de temperatură foarte mari. Cerinţa de a avea gradienţi de temperatură ridicaţi şi existenţa unor acvifere permeabile limitează semnificativ dezvoltarea pe scară largă a proiectelor de energie geotermală convenţională, făcând din aceasta o tehnologie de nişă, potrivită doar în regiunile calde. Nu în cele din urmă, o restricţie semnificativă este faptul că resursele geologice de apă geotermală trebuie să se afle în apropierea cererii de căldură, reprezentată de oraşele cu reţele de încălzire.

Transelectrica SA coordonează fluxurile de putere din SEN prin controlul unităţilor de producţie dispecerizabile. Din puterea totală brută disponibilă de aproape 18.254 MW, 3.000 MW sunt nedispecerizabili. RET este compusă din linii electrice aeriene (LEA) cu tensiuni desemnate de 400 kV, 220 kV şi 110 kV. În plus, există staţii electrice având tensiunea superioară de 400 kV şi 220 kV contribuind la o lungime totală de 8.904,62 km pentru reţeaua de transport al energiei electrice, alături de linii de interconexiune care însumează un total de 489,04 km.

Din întreaga lungime a LEA, 83% au devenit operaţionale între 1960 şi 1979, iar 14% au devenit operaţionale între 1980 şi 1999. Doar 3% din LEA au fost construite după anul 2000. Gradul de îmbătrânire a liniilor de transport (calculat ca procent între durata perioadei de funcţionare şi durata standard de viaţă, 48 de ani) arată că liniile construite în perioada 1960-1979 au depăşit cu 4% durata de viaţă standard de utilizare, în timp ce liniile construite în perioada 1980-1999 sunt la nivelul de 78% din durata de viaţă standard. Aceste linii trebuie menţinute într-o stare optimă de funcţionare prin implementarea unor programe de întreţinere adecvate.

EU Action Plan on Grids, document publicat recent de Comisia Europeană, evidenţiază necesitatea suplimentării surselor de finanţare pentru realizarea investiţiilor în reţele electrice în scopul permiterii racordării noilor capacităţi de SRE. Se estimează sume totale de peste 400 miliarde EUR, din care peste 70% în reţele de distribuţie. În România se estimează un necesar de investiţii de cca 15 mld. EUR în reţele de distribuţie pentru a satisface cerinţele tranziţiei energetice şi ţintele asumate de România până în 2030.

Sistemul Naţional de Transport al Gazelor Naturale (SNT) este reprezentat de ansamblul de conducte magistrale, precum şi de instalaţiile, echipamentele şi dotările aferente acestora, utilizate la presiuni cuprinse între 6 bar şi 63 bar, prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de producţie sau a celor provenite din import şi transportul acestora. Scopul este de a livra în cele din urmă gaz natural utilizatorilor finali atât pe piaţa internă, cât şi pe pieţele internaţionale de gaze naturale.

SNT a fost conceput ca un sistem radial-inelar interconectat, fiind dezvoltat în jurul şi având drept puncte de plecare zăcămintele de gaze naturale din Bazinul Transilvaniei, Oltenia şi ulterior Muntenia de Est. Drept destinaţie au fost marii consumatori din zona Ploieşti - Bucureşti, Moldova, Oltenia, precum şi cei din zona centrală (Transilvania) şi de nord a ţării. Ulterior, fluxurile au suferit modificări importante din cauza declinului surselor din Bazinul Transilvaniei, Moldova, Oltenia şi apariţiei altor surse (import, concesionări realizate de terţi etc.), în condiţiile în care infrastructura de transport gaze naturale a rămas aceeaşi.

La 31 decembrie 2022, cei 28 de operatori licenţiaţi de distribuţie a gazelor naturale, autorizaţi de ANRE, deţineau o reţea colectivă de conducte de distribuţie a gazelor naturale şi legături interconectate pe o lungime totală de 58.594 km. Dintre acestea, reţelele de polietilenă aveau ponderea predominantă, cu 68,15%, cunoscând o expansiune semnificativă în ultimele două decenii. O parte semnificativă, care depăşeşte 29%, cuprinde reţele construite în ultimul deceniu, în timp ce aproximativ 35% se încadrează în categoria de vechime de 10 până la 20 de ani. În schimb, peste 27% din reţea conţine conducte şi racorduri care au fost puse în funcţiune în urmă cu 20 până la 30 de ani, în timp ce aproximativ 8% au o vechime de peste 30 de ani. Comparativ, în doar un an (2022), reţeaua naţională de distribuţie a gazelor naturale s-a extins cu 2.496 km, având o rată de creştere de 4,45% fată de 2021. Cei mai mari 2 operatori ai sistemului de distribuţie sunt Delgaz Grid şi Distrigaz Sud Reţele.

Consumul de energie primară în România în perioada 2011-2021 relevă mai multe tendinţe, deşi consumul primar total a fost mai degrabă constant. În primul rând, consumul primar de combustibili fosili solizi a scăzut cu mai mult de jumătate, iar consumul de gaze naturale a scăzut cu aproximativ 10%. Pe de altă parte, consumul primar de alte SRE (cu excepţia biomasei - biocombustibili solizi primari) a crescut cu peste 70% în perioada analizată, datorită creşterii producţiei de energie electrică din SRE. În plus, creşterea activităţii în sectorul transporturilor a contribuit la creşterea consumului primar de petrol şi produse petroliere cu peste 20%.

Consumul de energie finală în sectorul transporturi a crescut cu peste 30%, astfel încât ponderea acestuia în consumul final brut de energie la nivel naţional a crescut de la 23% în 2011 la 27% în 2021. Ponderea sectorului industrie a scăzut de la 31% în 2011 la 27% în 2021. Ponderea consumului de energie finală în sectorul rezidenţial şi cel comercial şi al serviciilor publice a fost cvasi-constantă în perioada analizată, cu o creştere a valorilor absolute în 2021, în principal datorită cererii mai mari pentru încălzire.

Consumul total de energie electrică a înregistrat o scădere substanţială de la 60 TWh în 1990 la 39 TWh în 1999, în principal pe fondul contractării activităţii industriale, după care a crescut până la 48 TWh în 2008. Criza economică din 2008-2009 a cauzat o nouă scădere a consumului până la 43 TWh. Acesta a revenit treptat până în la 47 TWh în 2012, urmând a se menţine constant până în 2016. În aceeaşi perioadă 2012-2016, PIB-ul a crescut cu 25,8%. Din 2014, tendinţa consumului final energetic a fost ascendentă până în 2021, urmată de o scădere bruscă de 8,5% în 2022 când consumul a coborât la nivelul din 2014.

Având în vedere consumul energetic foarte mic al României raportat la populaţia şi dimensiunea economiei, în comparaţie cu statele Uniunii Europene, dezvoltarea economică şi electrificarea a din ce în ce mai multe sectoare este de aşteptat să conducă la creşterea consumului de energie electrică în industrie, transporturi, servicii, agricultură şi locuinţe. În acelaşi timp, această tendinţă va fi parţial echilibrată la nivelul sistemului de expansiunea prosumatorilor de energie electrică şi instalarea accelerată a panourilor fotovoltaice la clienţii finali de energie electrică casnici şi industriali.

Gazele naturale au o pondere de aproximativ 29% din consumul intern de energie primară. Cota lor importantă se explică prin disponibilitatea relativ ridicată a resurselor autohtone, prin impactul redus asupra mediului comparativ cu alţi combustibili fosili şi prin capacitatea de a echilibra energia electrică produsă din SRE intermitente. Infrastructura existentă de extracţie, transport, înmagazinare subterană şi distribuţie este extinsă pe întreg teritoriul ţării. Totuşi, consumul de gaze naturale al României este de asemenea într-o scădere constantă, atingând minime istorice consecutive în 2022 şi 2023.

Consumul final de energie în sectorul de clădiri reprezenta 42% din totalul consumului final de energie în 2021, din care 35% reprezintă clădiri rezidenţiale, iar 7% clădiri comerciale şi publice. Cererea de energie termică este concentrată în sectoarele industrial, rezidenţial şi al serviciilor. Sectorul rezidenţial are cea mai mare pondere a consumului de energie (aproximativ 83%), în timp ce toate celelalte clădiri la un loc (birouri, şcoli, spitale, spaţii comerciale şi alte clădiri nerezidenţiale) reprezintă restul de 17% din consumul total de energie finală.

Din totalul locuinţelor, doar cca. 1,2 mil. sunt racordate la SACET-uri (cca. 600.000 în Bucureşti). O treime din locuinţele României (aproape 2,5 mil.) se încălzesc direct cu gaz natural, folosind centrale individuale, dar şi sobe cu randamente scăzute (cel puţin 250.000 de locuinţe). Aproximativ 3,5 mil. locuinţe (marea majoritate în mediul rural) folosesc combustibil solid - majoritatea lemne, dar şi cărbune - arse în sobe cu randament scăzut. Restul locuinţelor sunt încălzite cu combustibili lichizi (păcură, motorină sau GPL) sau energie electrică.

Producţia de energie termică din diverse SRE în sistem centralizat a prezentat tendinţe distincte. Biomasa este estimată a rămâne principalul combustibil utilizat în România pentru încălzire, în special în mediul rural. Cantitatea de lemn de foc utilizată anual este în jur de 13,5 mil. t/an, echivalent 4,2 MWh/t, putând discuta de un potenţial de energie primară de cca. 57 TWh/an. Lemnul de foc este adesea folosite în sobe cu randament scăzut, de circa 30-40%, consumul final de energie termică în aceste locuinţe care se încălzesc cu lemne fiind astfel de circa 23 TWh/an.

Un număr semnificativ de gospodării din România utilizează gazele naturale în centrale individuale (de apartament). Astfel resursele primare de energie sunt utilizate în mod ineficient ca urmare a funcţionarii în regimuri tranzitorii şi la minimul tehnic a centralelor individuale. De asemenea, utilizarea acestor surse individuale pentru încălzire şi apă caldă a condus la creşterea poluării în interiorul aglomerărilor urbane/zonelor rezidenţiale, la scăderea calităţii aerului afectând în mod negativ sănătatea populaţiei. Gazele naturale sunt utilizate cu preponderenţă în apartamente amplasate în blocuri de locuit (condominiu) în centrale individuale.

Sunt necesare măsuri dedicate pentru sprijinirea realizării sistemelor centralizate inteligente de încălzire la temperaturi reduse ce pot utiliza surse combinate de producţie a energiei termice pe baza de gaze naturale, H2Ready şi resurse regenerabile. Pe de o parte, pompele de căldură electrice constituie o alternativă la încălzirea folosind gazele naturale, inclusiv pe fondul creşterii capacităţilor de producţie din surse regenerabile. Pe de altă parte, acestea conduc şi la "vârfuri" de consum de energie electrică în perioadele extrem de reci - ca ordin de mărime pe termen lung, presupunând un milion de pompe de căldură instalate la nivel naţional şi o putere necesară instantanee medie de 4 kW per pompă de căldură, ar rezulta un necesar instantaneu de 4.000 MW doar pentru acestea. Ţinând cont că astfel de momente survin iarna în timpul nopţii, pot fi excluse capacităţile de solar fotovoltaic (cele fără stocare în baterii), astfel că reţelele de energie electrică ar fi solicitate în mod considerabil într-un timp foarte scurt. Din acest motiv, configuraţia hibrid, în care centrala pe gaz în condensare ar prelua acest "vârf" de consum în locul pompei de căldură, ar fi o alternativă mai sigură din punct de vedere al aprovizionării şi confortului consumatorilor şi al adecvanţei sistemului.

SUBCAPITOLUL 1:1. SECURITATE ENERGETICĂ

În acest context, marile companii (Nuclearelectrica, OMV Petrom, Hidroelectrica, Romgaz, Transelectrica, Electrica, Oil terminal, Transgaz, Conpet Ploieşti, Rompetrol Rafinare) în care şi statul este acţionar, precum Nuclearelectrica, OMV Petrom, Hidroelectrica, Romgaz, Transelectrica, Electrica, Oil terminal, Transgaz, Conpet Ploieşti, Rompetrol Rafinare, reprezintă coloana vertebrală a sectorului energetic naţional. Ţinând cont de poziţionarea geografică şi strategică a României, precum şi de viziunea de dezvoltare a sectorului energetic, aceste companii au potenţialul şi condiţiile de a dobândi un rol important în asigurarea securităţii energetice şi a serviciilor de sistem, la nivel regional. Contribuţia acestor companii energetice cu rol regional la securitatea energetică a regiunii s-a observat cu claritate în ultimii ani în perioadele în care sistemele energetice ale ţărilor din această parte a Europei au fost afectate de condiţii meteorologice extreme. Dimensiunea acestor companii, energia produsă, livrată şi, respectiv, transportată, au asigurat buna funcţionare a sectorului energetic naţional, dar şi a sistemelor energetice din ţările vecine. Statutul României de furnizor de securitate energetică în Republica Moldova şi în regiune se susţine în foarte mare măsură prin activitatea acestor societăţi.

Toate cele şase companii au planuri ambiţioase de dezvoltare, inclusiv noi obiective de investiţii, retehnologizări şi modernizări ale unor obiective aflate în funcţiune şi extinderea în regiune. În ceea ce priveşte extinderea în regiune, un exemplu este preluarea gestionării sistemului naţional de transport al gazelor naturale din Republica Moldova (operare, exploatare, dispecerizare şi transport) de către TRANSGAZ, prin subsidiara sa din Republica Moldova, Vestmoldtransgaz SRL, începând din septembrie 2023.

Oprirea aprovizionării cu resurse energetice primare din afara UE şi măsurile de embargo ale UE faţă de anumite combustibili accentuează vulnerabilitatea ţării în faţa volatilităţii pieţelor energetice. Orice întrerupere în alimentarea cu energie poate compromite capacitatea statului de a răspunde eficient la ameninţări, de a proteja cetăţenii şi de a asigura continuitatea funcţionării instituţiilor. Aşadar, garantarea unei surse constante de energie este esenţială pentru funcţionarea infrastructurilor critice - spitale, comunicaţii, transport, apărare. De asemenea, din perspectiva socială, asigurarea unui mix energetic robust şi diversificat reprezintă o garanţie a bunăstării cetăţenilor. Aceasta înseamnă nu doar posibilitatea de a dispune de energie în mod continuu, ci şi securitatea locurilor de muncă, stabilitatea preţurilor şi predictibilitatea costurilor energetice pentru gospodării.

În viziunea privind evoluţia sistemului energetic până în 2030 şi după acest an, stocarea energiei prin baterii joacă un rol esenţial pentru consolidarea flexibilităţii sistemului. Având capacitatea de a oferi servicii de reglaj primar, secundar şi terţiar, stocarea în baterii poate avea un rol activ în echilibrul sistemului. Avantajul acestui tip de stocare constă în adaptabilitatea sa la curba de consum şi de a nu fi supus factorilor naturali. Investiţia strategică în stocarea energiei prin baterii are dublu rol pozitiv: pe de o parte, contribuie la creşterea nivelului de flexibilitate a reţelei de energie electrică, pe de alta facilitează integrarea în sistem a noilor capacităţi de producţie de energie din SRE.

Dublat de agresiunile Federaţiei Ruse la graniţa României sunt şi căderile necontrolate ale unor drone pe teritoriul naţional, urmare a activităţilor ofensive şi defensive de pe linia vecină a frontului. Devierea unor drone militare din zona de conflict sau chiar survolarea unor drone inamice la joasă altitudine şi intrarea lor în spaţiul aerian românesc reprezintă riscuri legitime care pot afecta integritatea unor infrastructuri energetice naţionale. Într-un asemenea scenariu de risc este important ca România să aibă capacităţi şi infrastructuri de rezervă adecvate, care să compenseze de urgenţă pierderile din sisteme.

Capacitatea de interconexiune a României a cunoscut o creştere de la 7% în 2007 la aproximativ 13,5% pentru capacitatea de export şi de aproximativ 16% pentru capacitatea de import în ianuarie 2022. În ultimii ani, gradul de interconectare a crescut în tandem cu creşterea capacităţii disponibile pentru comerţul transfrontalier (creştere de la aproximativ 1.500 MW în 2015 la peste 2.500 MW în 2022) şi cu scăderea capacităţii instalate de producţie la nivelul sectorului energetic.

Nr.	Frontieră	LEA Interconexiune
1	Bulgaria	LEA 400 kV Ţânţăreni - Kozlodui
2	Bulgaria	LEA 400 kV Stupina -Varna
3	Bulgaria	LEA 400 kV Rahman -Dobrogea
4	Serbia	LEA 400 kV Porţile de Fier - Djerdap
5	Serbia	LEA 400 kV Reşiţa - Pancevo
6	Serbia	LEA 110 kV Jimbolia - Kikinda
7	Serbia	LEA 110 kV Gura Văii - Sip
8	Serbia	LEA 110 kV Ostrovu Mare - Kusjak
9	Ungaria	LEA 400 kV Arad - Sandorfalva
10	Ungaria	LEA 400 kV Nadab - Bekescsaba
11	Ucraina	LEA 400 kV Roşiori - Mukachevo
12	Ucraina	110 kV Siret - Porubnoe
13	Republica Moldova	LEA 400 kV Isaccea - Vucăneşti
14	Republica Moldova	LEA 110 kV Stânca - Costeşti
15	Republica Moldova	LEA 110 kV Cioara - Huşi
16	Republica Moldova	LEA 110 kV Ţuţora - Ungheni
17	Republica Moldova	LEA 110 kV Falciu - Goteşti

Îmbunătăţirea în continuare a indicatorului capacităţii de interconectare este esenţială pentru asigurarea securităţii şi accesibilităţii energiei, cu atât mai mult în contextul conflictului regional de la graniţele României şi ale Republicii Moldova. În lipsa îmbunătăţirii acestui indicator, excesul de energie electrică ar putea rămâne în interiorul graniţelor României periclitând sistemul electroenergetic, cu excepţia cazului în care producţia de hidrogen regenerabil devine o opţiune viabilă. Pe de altă parte, în perioadele în care cererea depăşeşte oferta, din cauza interconectării inadecvate, importul de energie electrică nu ar fi fezabil. Această dinamică are potenţialul de a avea un impact semnificativ asupra tarifelor de energie electrică din România, în ciuda prognozei conform căreia România nu va depinde în mare măsură de importuri. În consecinţă, este imperativă o creştere substanţială a nivelului de interconectare.

România îşi dezvoltă continuu reţeaua de transport a gazelor naturale, inclusiv interconexiunile cu statele vecine, pentru a-şi diversifica sursele de aprovizionare cu gaz natural şi a reduce dependenţa de Rusia. Aceasta implică participarea României în diverse proiecte transfrontaliere, precum proiectele Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA - faza I, II şi III), Dezvoltarea pe teritoriul României a conductei de transport gaze naturale pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre (Marea Neagră - Podişor), precum şi activitatea desfăşurată în cadrul Iniţiativei de conectare a Europei Centrale şi de Sud-Est (CESEC) - Coridorul Vertical. În paralel, sunt susţinute şi proiectele de dezvoltare a sistemului de înmagazinare a gazelor naturale. Toate aceste proiecte vor contribui la diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale.

România este parte integrantă a Coridorului prioritar Interconexiunile de gaz pe coridorul nord-sud din Europa Centrală şi din Europa de Sud-Est (NSI EastGas) care urmăreşte dezvoltarea/îmbunătăţirea interconectărilor de gaze naturale pe direcţiile nord-sud şi est-vest. În ceea ce priveşte gradul de interconectare transfrontalieră cu ţările învecinate din UE, România este conectată în regim bidirecţional cu Bulgaria (la Ruse Giurgiu - capacitate de transport pe direcţia import 0,92 mld m³/an şi export 1,50 mld. m³/an prin finalizarea fazei 1 a proiectului BRUA, respectiv la Negru-Vodă 1 - capacitate de transport pe direcţia export (tranzit) 6,36 mld. m³/an, din care, prin finalizarea proiectului de interconectare Isaccea din SNT 2,31 mld m³/an se asigură din SNT şi diferenţa 4,05 mld. m³/an în regim de tranzit şi import de 5,31 mld. m³/an) şi cu Ungaria (la Csanadpalota capacitate de transport pe direcţia export de 1,75 mld. m³/an prin finalizare faza 1 a proiectului BRUA, cu creşteri ulterioare la 2,63 mld. m³/an, şi de import de 2,63 mld. m³/an).

Este recunoscută şi semnalată starea relativ precară a capacităţilor de generare a energiei, situaţie cauzată atât de vechimea agregatelor hidroenergetice şi a agregatelor termoenergetice (peste 30 de ani) şi a infrastructurilor de transport şi distribuţie, cât şi de imposibilitatea unora dintre deţinători de a asigura finanţarea de programe de reparaţii capitale/modernizare adecvate, menţinerea în exploatare a capacităţilor fiind bazată pe servicii de mentenanţă curentă şi reparaţii în caz de avarii.

Mai mult, în contextul tranziţiei către o energie cu emisii reduse de carbon, sunt necesare dezvoltarea şi producţia pe piaţa locală a noilor tehnologii verzi. Acest lucru nu numai că ar permite avansul tehnologic al României în acest domeniu, dar şi să valorifice faptul că piaţa regională are un potenţial mare de dezvoltare, şi astfel ţara ar putea să devină un jucător regional important. De exemplu, în prezent există un singur producător de baterii în România, care este, de altfel, şi singurul din Europa de Sud-Est. Acesta produce anual baterii cu o capacitate de 200 MW. Din punct de vedere al cererii, se aşteaptă o creştere anuală de 17% până în 2029, ca urmare a creşterilor de două cifre aşteptate în aceeaşi perioadă în industriile conexe celei de baterii, atât pentru industria automobilelor cât şi pentru baterii industriale. În condiţiile unei estimări de creştere a pieţei bateriilor pentru vehicule electrice la 250 miliarde EUR/an şi ţinând cont de faptul că, până în 2030, 50% din autovehiculele prezente în piaţa europeană vor fi electrice, se estimează că la nivel european cererea de baterii va ajunge la 1.200 GW pe an.

SUBCAPITOLUL 2:2. ENERGIE CU EMISII SCĂZUTE DE CARBON

În contextul eforturilor politice, sociale şi economice de susţinere a investiţiilor în producţia de energie din surse regenerabile, dezafectarea capacităţilor de producere pe bază de combustibili fosili solizi şi datorită transformărilor structurale ale economiei către sectoare de producţie şi servicii cu intensitate energetică scăzută, România se află astăzi în rândul ţărilor cu obiective şi ţinte ambiţioase pentru îndeplinirea ţintelor comunitare privind energia şi schimbările climatice pentru anul 2030, 2040, respectiv 2050.

Odată cu aderarea UE în 2007, România a aplicat schema de comercializare a certificatelor de emisii ETS în 2007. De la acel moment, totalul certificatelor de emisii alocate a scăzut semnificativ (cu 73%), de la 74,3 mil. t CO₂-eq în 2007 la 20,4 mil. t CO₂-eq în 2022. Certificatele alocate gratuit au scăzut, de asemenea, variind de la 74,3 mil. t CO₂-eq în 2007 la 14,3 mil. t CO₂-eq în 2022. În plus, certificatele care au fost licitate sau vândute au variat, cea mai mică valoare fiind de 0,6 milioane t CO₂-eq, în 2012, şi cea mai mare fiind 46,6 mil. t CO₂-eq, în 2018. În 2022, certificatele scoase la licitaţie/vândute s-au ridicat la 6,1 mil. t CO₂-eq.

Consumul final brut de energie din SRE în perioada 2004-2022 a fost în continuă creştere ajungând la o cotă globală SRE de 24,1%. La nivelul anului 2022, ponderea SRE în sectorul energiei electrice (SRE-E) a fost de 43,7%, o creştere semnificativă comparativ cu anul 2004. Datorită utilizării crescute a biocombustibililor în transport, ponderea SRE în acest sector (SRE-T) a crescut de la 1,4% în 2010 la 8,2% în 2022. Cota SRE în sectorul de încălzire şi răcire (SRE-Î&R) a rămas aproape constantă în ultimii 10 ani.

Pe fondul creşterii puternice a investiţiilor din ultimii ani, dezvoltarea rapidă a capacităţilor de producţie de energie electrică din surse regenerabile, caracterizate de producţie variabilă/intermitentă, creează presiuni asupra capabilităţii sectorului energetic de a echilibra consumul şi producţia ţinând cont de variabilitatea ambelor - aşa numita flexibilitate a sistemului, cu atât mai mult cu cât grupurile pe bază de cărbune nu pot răspunde rapid fluctuaţiilor vântului şi radiaţiei solare decât pe bandă îngustă. Aşadar, volatilitatea producţiei de energie în centrale eoliene şi fotovoltaice, concomitentă cu volatilitatea cererii, solicită întregul sistem electroenergetic, necesitând reevaluarea necesarului de servicii de sistem şi investiţii corespunzătoare în centrale de vârf, cu reglaj rapid, şi în sisteme de stocare.

Evoluţia previzionată a consumului de energie electrică, corespunzător unei stări expansioniste solide şi de lungă durată a economiei naţionale, susţinută prin liniile de finanţare deschise la nivel naţional şi european pentru îndeplinirea tranziţiei energetice şi a ţintelor climatice, nu este una care să permită preluarea integrală a producţiei realizată în centralele electrice regenerabile, cu atât mai mult cu cât vârfurile de consum de energie electrică nu se vor suprapune cu vârfurile de producţie regenerabilă, inclusiv cu luarea în considerare a exportului.

Sistemul este deja preponderent excedentar, cu o frecvenţă din ce în ce mai mare a valorilor dezechilibrului sistemului între 50 - 200 MWh (respectiv între 200 - 800 MW). Volumul mare de energie tranzacţionată pe piaţa de echilibrare, în sensul reducerii excedentului de producţie la nivel de sistem, conduce din ce în ce mai frecvent la preţuri negative şi la reducere de putere, ajungându-se şi la valori de -9.000 lei/MWh, respectiv la valori ale preţului dezechilibrelor pe piaţa de echilibrare preponderent în categoria de valori (-500 - 0) lei/MWh. Impactul creşterii producţiei de energie electrică din surse regenerabile asupra funcţionării pieţei de echilibrare, respectiv impactul participării reduse a acestui tip de producători la piaţa de echilibrare, se poate vedea cu precădere în zilele de sfârşit de săptămână, atunci când excedentul producţiei programate de energie electrică în raport cu consumul intern este foarte mare, iar volumul de oferte disponibile în piaţă pentru echilibrarea sistemului este insuficient în anumite intervale. În aceste condiţii, se înregistrează un volum mare al selecţiilor la reducere de putere, respectiv preţuri negative semnificative în piaţa de echilibrare. După epuizarea ofertelor disponibile în piaţă, sunt necesare frecvent şi selecţii la reducere de putere în afara pieţei de echilibrare, cu compensaţii financiare.

Aşadar, echilibrarea sistemului electroenergetic a devenit o problematică esenţială. Utilizarea potenţialului tehnic şi economic al SRE în cadrul sectorului energetic depinde în mare măsură de dezvoltarea capacităţilor de stocare. În vederea utilizării potenţialului disponibil pentru dezvoltarea SRE, este necesar ca sectorul energetic să fie modernizat pentru a putea prelua variaţiile de injecţie de putere generate de acestea, cu sisteme de echilibrare şi stocare dimensionate corespunzător. De asemenea, echilibrarea pe piaţa regională necesită capacitate sporită de interconectare.

Categoriile principale de producători cu răspuns rapid la cerinţele de echilibrare sunt centralele hidroelectrice şi grupurile pe bază de gaze naturale. Necesitatea surselor de stocare a energiei electrice este dată şi de procesul de decarbonare a sectorului energetic care prevede încetarea producerii energiei electrice pe bază de lignit şi huilă, ceea ce va pune o presiune suplimentară asupra echilibrării. Sub acest aspect, România consideră esenţial menţinerea în rezerva de capacitate până în anul 2032 a grupurilor energetice pe lignit, pentru echilibrarea sistemului energetic pentru a nu provoca situaţii critice luând în considerare şi perioada de implementare a proiectelor pe bază de gaz, regenerabile, pompaj şi stocare care să asigure echilibrarea sistemului.

Gestionarea industrială a emisiilor de dioxid carbon presupune utilizarea unei game de tehnologii pentru captarea, stocarea, transportul şi utilizarea emisiilor de CO₂ (CCUS) generate de instalaţiile industriale, precum şi pentru absorbţia CO₂ din atmosferă. Pe lângă rolul important în decarbonizarea unor industrii strategice în România (cum ar fi cele ale cimentului şi ale produselor chimice), captarea carbonului va avea un rol important şi în generarea de emisii negative (prin utilizarea în combinaţie cu biomasa sustenabilă sau prin absorbţia directă din atmosferă), care vor fi esenţiale pentru atingerea neutralităţii climatice prin compensarea emisiilor din economie care nu pot fi eliminate.

De asemenea, Grupul de Lucru privind captarea, stocarea şi utilizarea carbonului instituit la nivelul CISC coordonează toate demersurile întreprinse de Guvernul României, în colaborare cu operatorii economici, pentru dezvoltarea proiectelor CCUS în România. Obiectivul central al Grupului de Lucru privind captarea, stocarea şi utilizarea carbonului este Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 64/2011 privind stocarea geologică a dioxidului de carbon, în paralel cu dezideratul de elaborare a unei Strategii naţionale în domeniul CCUS.

SUBCAPITOLUL 3:3. EFICIENŢĂ ENERGETICĂ

Eficienţa energetică în România s-a îmbunătăţit continuu în ultimele decenii. Între 1995 (datele cele mai timpurii) şi 2022 (datele cele mai recente), România a înregistrat a treia cea mai mare rată medie de descreştere a intensităţii energetice din UE, de 69,6%, pe fondul restructurării activităţii industriale şi eficientizării activităţii economice în ansamblu. Primele două locuri sunt ocupate de Irlanda şi Lituania care, prin natura structurii lor economice, sunt mai degrabă excepţii statistice.

Ţară	1995	2022	Îmbunătăţire
Irlanda	135,5	37,4	72,4%
Lituania	616,0	170,4	72,3%
România	545,5	165,7	69,6%
Estonia	734,6	238,6	67,5%
Polonia	524,2	189,7	63,8%
Letonia	496,7	180,2	63,7%
Slovacia	502,8	185,3	63,1%
Bulgaria	868,3	395,0	54,5%
Suedia	203,7	98,6	51,6%
Luxemburg	138,4	68,0	50,8%
Ungaria	372,3	185,5	50,2%
Danemarca	111,7	56,3	49,5%
Slovenia	267,8	138,1	48,4%
Regatul Ţărilor de Jos	192,2	101,5	47,2%
Republica Cehă	395,7	212,2	46,4%
Croaţia	253,9	148,8	41,4%
Germania	160,0	94,0	41,2%
Media UE	177,6	107,4	39,5%
Franţa	158,8	97,3	38,7%
Belgia	218,1	138,5	36,5%
Cipru	179,3	113,9	36,4%
Finlanda	240,1	156,8	34,7%
Grecia	172,0	120,2	30,1%
Spania	148,7	108,0	27,4%
Portugalia	155,2	117,1	24,5%
Austria	124,5	94,1	24,4%
Italia	116,0	90,2	22,2%

Potenţialul cel mai ridicat de creştere în continuare a eficienţei energetice în România se regăseşte în încălzirea clădirilor, în transformarea resurselor energetice primare în energie electrică în centrale termoelectrice, în transportul şi distribuţia energiei electrice şi a gazelor naturale, respectiv în transporturi şi în industrie. Există o rezervă însemnată de îmbunătăţire a eficienţei în consumul brut de energie electrică, date fiind pierderile de transformare, respectiv cele din reţelele de transport şi distribuţie (de circa 9%/an), care includ şi pierderile comerciale.

80% din grupurile termoenergetice existente au durata de viaţă normală depăşită. În ultimii ani, o bună parte dintre capacităţile de producere în cogenerare ale SACET-urilor au fost retrase din exploatare şi chiar dezafectate din cauza imposibilităţii financiare de realizare a investiţiilor de mediu, dar în unele cazuri şi datorită neconcordanţei constructive a acestor grupuri (concepute în special pentru cogenerare industrială) cu actualele cerinţe ale pieţei de energie termică.

Încălzirea centralizată, în special în oraşele mari, va continua să fie necesară şi, în paralel cu schemele de sprijin disponibile pentru capacităţile de cogenerare, este necesară reanalizarea infrastructurii aferente care a devenit nesustenabilă, a mecanismelor de sprijin care au avut, în principal, un obiectiv operaţional şi nu unul investiţional ori bazat pe eficienţa utilizării resurselor, cât şi actualizarea cadrului de reglementare pentru a asigura flexibilitate, coerentă, predictibilitate şi bancabilitate.

De asemenea este necesară sprijinirea realizării sistemelor eficiente de răcire şi de încălzire cu temperatură redusă de cvartal/cartier pentru noile dezvoltări imobiliare. În unităţile administrativ-teritoriale (UAT-uri) în care se intenţionează realizarea de reţele gaze naturale, autorităţile locale au ca opţiune tehnică realizarea de sisteme de alimentare centralizată cu energie termică şi producerea de energie termică sau în cogenerare în centrale pe gaze naturale, cu posibilitatea de utilizare ulterioară a altor surse de energie sau tehnologii noi (micro/mici reactoare modulare).

În afara oraşelor, sunt necesare măsuri dedicate pentru adresarea problemei presante a încălzirii prin utilizarea biomasei de eficienţă redusă în mediul rural, în locuinţe cu o performanţă energetică scăzută. Având în vedere eliminarea treptată a centralelor în condensare şi a boilerelor pe gaze naturale până în 2040, ar trebui luate în considerare, în funcţie de specificul fondului imobiliar şi al mixului energetic, tehnologiile care utilizează energia electrică, realizarea unor sisteme colective/centralizate eficiente de încălzire - răcire sau utilizarea mai eficientă a surselor de biomasă sustenabilă, în conformitate cu cele mai noi prevederi ale Directivei pentru Energie Regenerabilă.

SUBCAPITOLUL 4:4. ACCES FIZIC LA ENERGIE PENTRU TOŢI CONSUMATORII ŞI ACCESIBILITATE FINANCIARĂ ŞI COMPETITIVITATE ECONOMICĂ A ENERGIEI

Prin reducerea numărului de consumatori sau chiar dispariţia sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică, doar o fracţie din consumatorii casnici de tip apartamente în blocuri de locuinţe (condominii) mai au acces fizic la reţeaua de energie termică produsă în surse centralizate sau de cvartal. Această situaţie limitează semnificativ accesul consumatorilor din aglomerările urbane la posibilitatea utilizării pe scară largă a energiei termice produsă din surse regenerabile pentru încălzire şi răcire (furnizată prin sistemele centralizate eficiente).

Războiul din Ucraina, venit pe fondul unei tendinţe de creştere a preţurilor la energie (în special ţiţei şi gaz natural) începute deja la finele anului 2021, a accelerat creşterile de preţ ale energiei primare şi produselor energetice, impunând în acelaşi timp riscuri semnificative de aprovizionare. Astfel, în a doua jumătate a anului 2022, preţul energiei electrice pentru gospodăriile din România a fost cu aproximativ 20% mai mare decât media UE, situaţie care a contrastat cu perioada anterioară anului 2020. În plus, preţurile la energie electrică pentru consumatorii non-casnici în 2022 au depăşit, de asemenea, media UE. Figura din dreapta prezintă structura completă de preţ a energiei electrice furnizate consumatorilor casnici şi non- casnici.

- Rambursarea temporară la pompă a unei sume de 50 bani/litru ca răspuns la creşterea preţurilor la carburanţi - Ordonanţa de urgenţă nr. 106/2022 pentru susţinerea acordării de reduceri ale preţurilor la benzină şi motorină şi pentru modificarea art. 18 din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 41/2022 pentru instituirea Sistemului naţional privind monitorizarea transporturilor rutiere de bunuri cu risc fiscal ridicat RO e-Transport şi de abrogare a art. XXVIII din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 130/2021 privind unele măsuri fiscal-bugetare, prorogarea unor termene, precum şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative, aprobată cu modificări prin Legea nr. 341/2022, cu modificările ulterioare. Această măsură s-a încheiat în luna decembrie 2022.

- Prelungirea schemei de plafonarea - compensare pentru clienţii finali de gaz natural şi energie electrică până în martie 2025 - Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 27/2022 privind măsurile aplicabile clienţilor finali din piaţa de energie electrică şi gaze naturale în perioada 1 aprilie 2022-31 martie 2023, precum şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative din domeniul energiei, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 206/2022, cu modificările şi completările ulterioare. Această măsură, cu modificările ulterioare, este în vigoare până în 2025.

În 2023-2024, România se confruntă cu o volatilitate ridicată a preţurilor energiei electrice pe pieţele spot (Piaţa pentru Ziua Următoare şi Piaţa Intra-zilnică), parţial din cauza variabilităţii surselor de energie regenerabilă. Astfel, preţurile variază de la valori de aproximativ 200 EUR/MWh, la valori negative de aproximativ -20 EUR/MWh. De asemenea, în Piaţa de Echilibrare se înregistrează un volum mare al selecţiilor la reducere de putere, ceea ce a condus la înregistrarea unor preţuri negative în Piaţa de Echilibrare de până la -9.000 lei/MWh (20 - 21.05.2023), respectiv de -10.000 lei/MWh (28.05.2023), în mai multe intervale de decontare.

În a doua jumătate a anului 2020 România ocupa locul 17 în UE în ceea ce priveşte preţurile la electricitate pentru consumatori industriali. Consumatori industriali din ţări precum Suedia, Danemarca, Cehia, Bulgaria, Franţa, Ungaria, care se bucură oricum de o mai mare productivitate şi de grade mai ridicate de eficienţă energetică, plătesc preţuri mai mici decât întreprinderi similare din România. În plus, ponderea taxelor în preţul energiei a crescut permanent, de la o medie europeană de 13,8% în 2008 la 35,3% din preţul total cu energia în 2020.

Mai mult, în ultimii ani, competitivitatea economiei româneşti a fost erodată şi de creşterea preţului certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră. Preţul carbonului în cadrul ETS, la nivel european, s-a ridicat la niveluri nepreconizate, atingând în 2023 niveluri record de aproximativ EUR 100/tonă CO₂. În aceste condiţii, deţinătorii instalaţiilor cuprinse în schema EU ETS s-au văzut în situaţii din ce în ce mai dificile în ceea ce priveşte plata certificatelor. Având în vedere noul calendar de eliminare a certificatelor de emisii cu titlu gratuit pentru industrie până în 2034, ca parte a Directivei pentru Comercializarea Certificatelor de Emisii, şi eliminarea lichidităţii pe piaţa primară de certificate din 2039, industria va trebui să achiziţioneze certificate de emisii din ce în ce mai costisitoare. Aşadar, povara costurilor energiei este de aşteptat să crească.

În condiţiile în care ponderea industriei în economia naţională este mai mare decât media europeană (20,5% vs. 17,9% în 2021) şi în condiţiile în care România mai are etape de parcurs în privinţa îmbunătăţirii eficienţei energetice în industrie şi scăderii intensităţii energetice, se impune acordarea unui sprijin substanţial marilor consumatori industriali de energie, cu atât mai mult cu cât unele regiuni şi judeţe din România au în continuare un caracter monoindustrial (ex: Galaţi, Gorj, Hunedoara, Mureş etc.).

Pe plan european, România se află la finele anului 2023 în jumătatea superioară a valorii preţurilor energiei electrice şi gazelor naturale pentru consumatorii casnici, în ciuda măsurilor de plafonare a preţurilor. Astfel, suportabilitatea preţului este o problemă de prim ordin, care se traduce într-un nivel ridicat de sărăcie energetică. Sărăcia energetică este mai prezentă în mediul rural, în special din cauza stării precare a locuinţelor şi opţiunilor precare pentru încălzire.

Imposibilitatea de a încălzi gospodăria la un nivel adecvat este un alt indicator care cuantifică ponderea gospodăriilor care nu au această capacitate, bazându-se pe întrebarea "Vă permiteţi să vă încălziţi locuinţa la un nivel adecvat?". Conform acestui indicator, în 2022 15,2% din populaţia României nu a reuşit să menţină un nivel adecvat de încălzire în locuinţele proprii (au dificultăţi în a-şi plăti facturile de energie electrică, nu îşi pot încălzi în mod adecvat locuinţele sau nu au acces la surse accesibile de alimentare cu energie). La nivelul UE, valoarea indicatorului citat este 9,3% din populaţie. Un număr semnificativ de gospodarii din Romania utilizează în continuare biomasa pentru asigurarea energiei termice - încălzire, gătit. Înăsprirea controlului asupra masei lemnoase va face ca costul Gcal obţinute din biomasa să crească treptat.

LICH (Low Income High Costs) este indicatorul potrivit căruia proporţia cheltuielilor cu energia din venit se situează peste proporţia mediană naţională, în timp ce venitul rezidual coboară sub pragul sărăciei. Principalul avantaj al acestui indicator este corelarea sărăciei cu sărăcia energetică. Acesta nu reflectă neapărat incapacitatea acestor gospodării de a se încălzi, ci arată că facturile la energie au un impact foarte ridicat în bugetul acestora. Practic, după ce îşi plătesc facturile la energie, cu o valoare peste nivelul median naţional, aceste gospodării cad sub pragul de sărăcie monetară. Ca medie la nivel naţional, indicatorul LIHC arată că 21% dintre gospodării s-au aflat în această situaţie în 2022, dublu faţă de nivelul din 2021 de 10,5%. M/2 reprezintă jumătatea medianei naţionale a cheltuielilor cu energia în termeni monetari absoluţi. 2M Dubla Medianei Ponderii Naţionale (2M) este un indicator de prag care are în vedere valoarea mediană naţională a ponderii cheltuielilor energetice din venitul disponibil, indicând numărul gospodăriile pentru care ponderea cheltuielile cu energia este dublul medianei naţionale. 10% este un indicator care arată proporţia gospodăriilor pentru care ponderea cheltuielilor cu energie depăşeşte 10% din venitul familiei.

Sprijinele pentru încălzire pentru consumatorii vulnerabili sunt pentru patru tipuri de sisteme de încălzire (energie termică în sistem centralizat; gaze naturale; energie electrică; combustibili solizi şi/sau petrolieri). După o reducere constantă până în 2020 a numărului de beneficiari şi a volumului fondurilor, tendinţa s-a inversat în 2021, în principal datorită faptului că Legea nr. 226/2021 privind stabilirea măsurilor de protecţie socială pentru consumatorul vulnerabil de energie s-a aplicat de la 1 noiembrie 2021, dată de la care Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 70/2011 privind măsurile de protecţie socială în sezonul rece a fost abrogată.

SUBCAPITOLUL 5:5. PIEŢE DE ENERGIE EFICIENTE

În prezent, resursele energetice primare, derivatele acestora şi produsele finale cele mai valoroase - energia electrică, energia termică sau combustibilii, alături de serviciile conexe, sunt considerate bunuri cu valoare de marfă care sunt tranzacţionate atât pe piaţa naţională, cât şi pe pieţele regionale, europene sau globale. După 1990, sectorul energetic românesc a fost supus provocărilor tranziţiei de la dezideratul independenţei energetice, la condiţiile pieţelor de schimb liber. Astfel, principala provocare pentru sectorul energetic a constat în reconfigurarea şi reformarea mecanismelor de funcţionare şi a actorilor relevanţi pentru a putea face fată competiţiei de piaţă. Totodată, mecanismele de sprijinire a creşterii ponderii SRE au impus costuri semnificative capacităţilor de producţie convenţionale ale României. Astfel, România participă la un amplu proces de integrare a pieţelor de energie la nivelul UE, având ca efect concurenţa tot mai acerbă pe pieţele europene, fiind în acelaşi timp afectată de costuri disproporţionate în domeniile de competitivitate ale sectorului său energetic.

În acest context, statul deţine un dublu rol în sectorul energetic. Pe de-o parte, statul este elaborator şi implementator de politici energetice, reglementator al pieţelor şi arbitru, garant al stabilităţii sectorului energetic şi susţinător al investiţiilor private. Pe de altă parte, statul este deţinător şi administrator de active sau acţionar semnificativ atât în segmentele de monopol natural (transportul de ţiţei, transportul şi distribuţia de energie electrică şi gaz natural), cât şi în producţie, distribuţie şi furnizare a energiei.

Realizarea pieţei unice de energie la nivel european, denumită şi piaţa internă de energie electrică europeană, are ca obiectiv posibilitatea oricărui vânzător de energie electrică de a-şi valorifica disponibilitatea, către oricare cumpărător de energie electrică în vederea acoperirii necesarului, indiferent de ţara de origine. Principiul cuplării pieţelor are la bază preţul, fluxul de energie circulând de la preţul mai mic, la preţul mai mare, conducând în acest fel la egalizarea preţurilor între zone, în limita capacităţilor de interconexiune transfrontaliere.

Vizând îndeplinirea obiectivului prioritar de integrare a pieţelor interne, România a realizat procesul de integrare a pieţei pentru ziua următoare şi a pieţei intra-zilnice în pieţele unice pan-europene Cuplarea Unică a Pieţelor pentru Ziua Următoare/Single Day-Ahead Coupling (SDAC) şi Cuplarea Unică a Pieţelor Intra-zilnice/Single Intra-Day Coupling (SIDC), pe baza metodologiei de alocare implicită a capacităţilor transfrontaliere bazate pe flux aplicabilă regiunii CORE căreia îi aparţine, fără a renunţa la implementarea timpurie a cuplării unice a pieţelor de energie electrică bazate pe capacitatea netă de transport (NTC).

Astfel, au fost introduse în cadrul de reglementare specific principii echitabile privind costurile lucrărilor de dezvoltare/întărire a reţelelor electrice, precum şi noi reguli care să încurajeze dezvoltarea proiectelor de producere a energiei electrice regenerabile. Acestea se referă la modificări şi completări ale Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public şi ale actelor normative subsecvente care reglementează contractele de racordare, avizele tehnice de racordare şi certificatele de racordare.

Aşadar, este necesar ca operatorii de distribuţie a energiei electrice să actualizeze în mod constant informaţiile existente pe site-urile proprii în secţiunea dedicată racordării la reţea a producătorilor de energie electrică. De asemenea, este necesară o îmbunătăţire a informaţiei publicate, prin prezentarea în mod transparent şi complet a cadrului legal aplicabil, a procedurilor operaţionale asociate procesului de racordare, precum şi a unor informări şi ghiduri dedicate acestui proces. Nu în ultimul rând, în aceste secţiuni al site-ului propriu, OD ar trebui să facă trimitere la informaţiile publicate de OTS cu privire la capacităţile disponibile în reţelele electrice de transport şi în reţelele electrice de distribuţie la nivelul de tensiune 110 kV.

În prezent lipsesc pârghii legislative care să descurajeze dezvoltarea investiţiilor de tip speculativ, care nu sunt menite a fi puse efectiv în practică. În unele situaţii anumiţi operatori economici/investitori solicită şi obţin avizul tehnic de racordare (ATR), însă nu intenţionează să finalizeze proiectele şi să le pună în funcţiune, în vederea intrării pe piaţă, vânzând proiectele altor investitori la stadiul de "ready to build". În acelaşi scop, anumiţi investitori tergiversează demararea construcţiei centralelor, prin depunerea solicitărilor de încheiere a contractului de racordare în apropierea termenului de expirare a ATR.

Acest comportament duce la blocarea capacităţii disponibile pentru racordarea investiţiilor în proiecte regenerabile pe durata de valabilitate a ATR-urilor obţinute, producând dificultăţi majore pentru investitorii care solicită racordarea la reţea în scopul intrării efective pe piaţă. Pentru aceştia din urmă, soluţiile de racordare prevăd necesitatea unor lucrări de întărire a reţelei în amonte de punctul de racordare, pentru a se crea condiţiile tehnice în vederea evacuării în reţea, lucrări care sunt de durată şi implică costuri considerabile.

Având în vedere necesitatea de informare a potenţialilor investitori în proiecte de producere a energiei electrice din surse regenerabile cu privire la capacităţile disponibile ale reţelei electrice, în special pentru evitarea zonelor de reţea în care există deja capacitate rezervată pentru proiecte în curs de dezvoltare, precum şi necesitatea de întărire a reţelei electrice pentru crearea condiţiilor tehnice necesare racordării, ANRE a elaborat în anul 2021 o reglementare care facilitează transferul de informaţii utile potenţialilor investitori, prin transparentizarea şi publicarea capacităţilor disponibile în reţelele electrice şi a limitărilor de capacitate.

În conformitate cu Legea nr. 123/2012, de la 1 ianuarie 2021, tarifele reglementate care se aplicau clienţilor casnici au fost eliminate. În consecinţă, preţurile de furnizare a energiei electrice pentru gospodării nu mai sunt stabilite de ANRE, în schimb, ele sunt determinate în mod liber, influenţate de dinamica cererii şi ofertei pieţei. Concomitent, începând cu 1 ianuarie 2021, ANRE şi-a păstrat autoritatea de reglementare privind aprobarea preţurilor şi tarifelor de reţea în sectorul energiei electrice. Această autoritate se referă exclusiv la tarifele reglementate pentru serviciile de reţea, cuprinzând tarifele serviciilor de transport, de sistem, de distribuţie şi preţurile energiei reactive.

Furnizorii de energie electrică sunt mandataţi să îşi facă publice ofertele de serviciu universal şi să se angajeze în contracte de furnizare a energiei electrice dacă primesc solicitări de la clienţii eligibili care doresc serviciul universal. Preţul pentru clienţii care beneficiază de serviciul universal este determinat de fiecare furnizor, ghidat de criterii competitive. Este esenţial ca acest preţ să rămână rezonabil, competitiv, uşor comparabil, transparent şi nediscriminatoriu.

În contextul creşterii preţurilor la energie electrică şi gaze naturale la nivel naţional şi internaţional şi a impactului acestor creşteri asupra populaţiei României, Guvernul României a adoptat Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 118/2021 privind stabilirea unei scheme de compensare pentru consumul de energie electrică şi gaze naturale pentru sezonul rece 2021-2022, precum şi pentru completarea Ordonanţei Guvernului nr. 27/1996 privind acordarea de facilităţi persoanelor care domiciliază sau lucrează în unele localităţi din Munţii Apuseni şi în Rezervaţia Biosferei "Delta Dunării", aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 259/2021, cu modificările şi completările ulterioare, pentru a institui un mecanism de plafonare şi compensare a preţurilor la energie.

În acest context, s-a constatat că cadrul legal existent pentru sprijinirea consumatorilor vulnerabili, care reprezintă doar o mică parte din populaţie, nu este suficient. Astfel, Guvernul a extins schema de sprijin prin adoptarea Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 27/2022, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 206/2022, cu modificările şi completările ulterioare, care a adus modificări majore pentru a asigura un mecanism transparent şi echitabil de plafonare şi compensare atât pentru consumatori, cât şi pentru operatorii economici.

Priorităţile legislative şi administrative recente se concentrează asupra următoarelor necesităţi: accelerarea transpunerii reglementărilor europene în legislaţia internă, redefinirea atribuţiilor autorităţilor publice în scopul adaptării la noile forme de colaborare cu structurile UE, întărirea subsistemului organismelor consultative şi neguvernamentale pentru creşterea rolului acestora în elaborarea strategiilor şi programelor naţionale privind protecţia consumatorilor şi în activitatea de supraveghere a pieţei, diversificare a surselor de alimentare cu gaze naturale prin crearea condiţiilor de natură tehnico-economică de transport al acestora.

Modificarea frecventă a cadrului legal de către operatorii sistemelor de distribuţie (OSD) creează dificultăţi în procesul de racordare a utilizatorilor. Impredictibilitatea cadrului normativ aplicabil, manifestată de cele mai multe ori prin modificări succesive şi la perioade foarte scurte de timp a prevederilor din Legea nr. 123/2012, este de natură a afecta procesul de racordare a utilizatorilor la sistemele de distribuţie, cu consecinţe nefaste atât asupra OSD, cât şi asupra viitorilor utilizatori casnici.

Conform modificărilor aduse de Legea nr. 123/2012, începând cu 1 ianuarie 2021, piaţa gazelor naturale pentru consumatorii casnici a fost complet liberalizată. Prin urmare, preţurile de furnizare ale gazelor naturale nu mai sunt stabilite de ANRE, ci sunt rezultatul liber al interacţiunii dintre cerere şi ofertă pe piaţa competitivă. ANRE continuă să reglementeze şi să supravegheze tarifele pentru serviciile de transport şi distribuţie a gazelor, asigurându-se că acestea rămân în limitele echităţii şi accesibilităţii pentru toţi consumatorii. Cu toate acestea în situaţii de criză şi în scopul siguranţei energetice naţionale precum şi protejării industriei, România poate decide ca furnizarea de gaze să fie realizată către acele capacităţi de producere a energiei pe bază de gaz cu rol de echilibrare şi siguranţă a sistemului energetic naţional.

Organismele de reglementare din sectorul energetic au responsabilitatea de a se asigura că pieţele energetice funcţionează corect şi eficient şi că toate companiile energetice respectă legile şi reglementările. Aceste entităţi trebuie să răspundă pentru deciziile lor, cum ar fi aprobarea tarifelor, acordarea de licenţe a operatorilor şi aplicarea standardelor de mediu. Acţiunile lor trebuie să fie transparente şi trebuie să fie deschise controlului publicului şi altor părţi interesate.

Factorii de decizie politică, inclusiv oficialii guvernamentali şi legislatorii, trebuie să fie responsabili pentru politicile energetice pe care le creează şi le implementează. Aceasta include asigurarea faptului că politicile sunt dezvoltate într-o manieră transparentă şi participativă, luând în considerare sustenabilitatea pe termen lung a resurselor energetice şi echilibrând interesele diferitelor părţi interesate, inclusiv consumatorii, industria şi mediul. Un aspect critic al elaborării politicilor este asigurarea congruenţei dintre cadrele juridice naţionale şi europene.

Sectorul energetic este supus unor schimbări rapide, inclusiv preţuri fluctuante la energie, evoluţia tehnologiei şi peisajele de reglementare în schimbare. Receptivitatea, calitatea de reacţie, în contextul tranziţiei energetice şi tehnologice înseamnă capacitatea companiilor, politicilor şi autorităţilor de reglementare de a se adapta rapid la aceste schimbări. Aceasta include investiţiile în noi tehnologii, ajustarea modelelor de afaceri şi actualizarea cadrelor de reglementare pentru a rămâne relevante şi competitive.

Este necesar un cadru legal care guvernează sectorul energetic transparent şi previzibil. Legile şi reglementările clare permit companiilor energetice să îşi înţeleagă obligaţiile şi drepturile, să îşi planifice operaţiunile în mod eficient şi să ia decizii de afaceri informate. Previzibilitatea în procesele juridice încurajează, de asemenea, investiţiile şi inovarea în sector, cruciale în timpul tranziţiei energetice actuale, în special în timpul absorbţiei fondurilor UE de către România până în 2035.

Ţinând cont de multitudinea de domenii de competenţă partajate şi de complexitatea acestora, este necesară întărirea capacităţii instituţionale a Ministerului Energiei (ME) şi a celorlalte instituţii care guvernează sau reglementează sectorul energetic, şi de dezvoltare a mecanismelor de cooperare interinstituţională pentru reglementarea unor astfel de domenii complexe, în vederea atingerii ţintelor europene şi naţionale în domeniu. Personalul depune eforturi considerabile în desfăşurarea activităţilor zilnice, având resurse inadecvate şi sprijin limitat, fiind în acelaşi timp împovărat cu sarcinile administrative generate de diferite schimbări interne.

Resursele umane şi instrumentele adecvate sunt esenţiale pentru dezvoltarea şi implementarea cu succes a politicilor şi programelor guvernamentale, dar ambele sunt limitate din perspectiva cantitativă şi calitativă. Nu toate posturile prevăzute în organigrama ME sunt ocupate în prezent. În contextul politicilor europene în domeniul energiei şi climei şi a unor ţinte extrem de ambiţioase asumate de România, ME trebuie să se asigure că poate să implementeze acţiunile din sfera domeniile sale de competenţă pentru atingerea acestor ţinte, iar lipsa unui număr adecvat de angajaţi este o problemă care îngreunează îndeplinirea activităţilor şi, în plus, pune presiune pe personalul existent. De asemenea, salariile personalului angajat sunt sub nivelul pieţei şi al responsabilităţii pe care aceştia au. Este nevoie urgentă de întărire a salarizării şi îmbunătăţire a condiţiilor de muncă a personalului ME.

În ciuda existenţei unuia din cele mai performante cadre legislative privind guvernanţa companiilor de stat - Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 109/2011 privind guvernanţa corporativă a întreprinderilor publice, aprobată cu modificări prin Legea nr. 111/2016, cu modificările şi completările ulterioare, şi a unui Ghid privind gestionarea integrată a participaţiilor statului în economie care are rolul de a sprijini toate entităţile din sistem implicate - autorităţi publice tutelare, organele de conducere şi supraveghere ale întreprinderilor publice etc. Comisia Europeană a evaluat implementarea guvernanţei corporative a companiilor de stat ca fiind, în continuare, un proces în derulare în România, care necesită îmbunătăţiri.

SUBCAPITOLUL 6:6. DIGITALIZARE, DEZVOLTAREA REŢELELOR INTELIGENTE ŞI SECURITATEA CIBERNETICĂ

Soluţiile digitale pentru monitorizarea şi controlul sistemelor energetice permit implementarea măsurilor pentru creşterea eficienţei energetice, producerea distribuită, sporirea flexibilităţii reţelei, prioritizarea consumului de energie curată şi optimizarea consumurilor la utilizatori. Acestea impun implementarea unor funcţii de tip reţele inteligente la nivelul transportului şi distribuţiei de energie electrică, dar şi la cel al utilizatorilor. Totodată se facilitează agregarea, stocarea, participarea activă a cererii şi se pot transmite semnale de preţ în timp real.

Având în vedere descentralizarea accelerată a pieţelor de energie, cu un număr tot mai mare de prosumatori, instrumentele de gestionare a cererii, precum şi flexibilitatea pe termen scurt a alimentării, este nevoie de o transparenţă sporită şi de actualizări mai frecvente în schimburile de date între autorităţi şi participanţii la piaţă, precum şi o granularitate mai mare şi o standardizare a formatelor pentru astfel de schimburi - acest lucru va ajuta autorităţile să înţeleagă tendinţele comerciale şi să evalueze eficacitatea politicilor, iar participanţii la piaţă vor accesa rapoarte naţionale mai bogate în informaţii, pentru o mai bună modelare a propriilor strategii.

Introducerea contoarelor inteligente şi a contractelor de energie electrică cu preţuri dinamice reprezintă un salt înainte semnificativ pentru modernizarea infrastructurii energetice. Contoarele inteligente permit monitorizarea şi gestionarea în timp real a consumului de energie electrică în locuinţe şi întreprinderi. Aceste dispozitive oferă consumatorilor informaţii precise despre consumul lor de energie, permiţându-le să ia decizii mai informate şi să-şi optimizeze modelele de consum de energie electrică. Acest fapt nu doar că dă putere consumatorilor să preia un control mai mare asupra costurilor cu energie, dar sprijină şi o utilizare mai eficientă a electricităţii. ANRE urmăreşte implementarea planului de înlocuire a contoarelor vechi cu cele inteligente.

Digitalizarea în sectorul energetic românesc este încă într-o fază incipientă, comparativ cu alte state din UE. Investiţiile în tehnologii noi sunt încă sporadice şi adesea depind de finanţare externă. Multe componente ale infrastructurii energetice din România sunt depăşite tehnologic, făcând integrarea soluţiilor digitale complexă şi costisitoare. Nu în ultimul rând, există un deficit de competenţe în domeniul tehnologiilor noi în rândul forţei de muncă din sectorul energetic.

În contextul digitalizării, sectorul energetic devine unul dintre domeniile cele mai vizate de atacuri cibernetice, dată fiind importanţa critică a serviciilor pe care le furnizează. Securitatea cibernetică este esenţială pentru protejarea infrastructurilor critice. Atacurile asupra unor infrastructuri critice pot avea consecinţe majore asupra securităţii naţionale. Aşadar, este necesară întărirea urgentă a protecţiei cibernetice a sectorului energetic românesc, pe măsura introducerii noilor tehnologii digitale.

În conformitate cu obiectivele stabilite de Strategia Europeană "Deceniul Digital", dezvoltarea şi implementarea Edge Nodes (EN) reprezintă un element esenţial în modernizarea şi securizarea infrastructurii energetice a României. Comisia Europeană a evidenţiat în cadrul Programului "Busola Digitală 2030" vulnerabilităţile Europei, inclusiv dependenţa crescută de tehnologiile critice, adesea din afara Uniunii Europene, şi dependenţa de câteva mari companii tehnologice şi platforme online. În acest context, una dintre ţintele strategice pentru Deceniul Digital al UE implică implementarea a 10.000 de noduri marginale neutre din punct de vedere climatic, foarte sigure, distribuite într-un mod care să garanteze accesul la servicii de date cu latenţă scăzută.

Unul dintre obiectivele principale ale implementării EN este reducerea latenţei în transferul de date, ceea ce este esenţial pentru funcţionarea optimă a reţelelor electrice inteligente (smart grids) din România. Prin distribuirea a 10.000 de noduri marginale foarte sigure în întreaga UE, se asigură un acces rapid şi fiabil la servicii de date. În România, acest lucru va permite o gestionare mai eficientă a resurselor energetice, optimizarea fluxurilor de energie şi răspunsuri rapide la fluctuaţiile de cerere şi ofertă.

Prin dezvoltarea şi implementarea EN, România va reduce dependenţa de tehnologiile critice şi platformele tehnologice din afara UE. Această autonomie tehnologică este esenţială pentru asigurarea securităţii energetice naţionale şi pentru protejarea infrastructurii critice de posibile atacuri cibernetice sau disfuncţionalităţi externe. EN vor oferi capacităţi locale de procesare şi stocare a datelor, diminuând riscurile asociate cu transmiterea datelor sensibile către centre de date aflate în afara graniţelor naţionale.

Securitatea datelor este primordială pentru buna funcţionare a infrastructurii energetice moderne, specifice perioadei 2025-2035. Prin implementarea criptării end-to-end a datelor atât în tranzit, cât şi la rest, se asigură protecţia confidenţialităţii şi integrităţii datelor împotriva interceptărilor şi accesului neautorizat. Utilizarea tehnologiilor avansate precum AES-256 pentru date la rest şi TLS 1.3 pentru date în tranzit constituie standarde de top care oferă un nivel înalt de securitate şi care se vor impune întregului sistem energetic naţional. Aceste măsuri sunt complementate de implementarea autentificării multi-factor (MFA), care adaugă un strat suplimentar de protecţie prin solicitarea de credenţiale suplimentare pe lângă parola obişnuită, astfel riscul compromiterii conturilor scade semnificativ. Tehnologii precum token-urile hardware şi aplicaţiile de autentificare (de exemplu, Google Authentificator şi Authy) sunt deja recunoscute pentru eficienţa lor în prevenirea accesului neautorizat şi se impune aplicarea lor la nivelul fiecărei companii din sectorul energetic.

Pentru a combate ameninţările cibernetice avansate, detectarea şi răspunsul la anomalii bazate pe inteligenţă artificială (AI) devin esenţiale pentru sectorul energetic AI permite monitorizarea continuă şi detectarea rapidă a activităţilor suspecte în trafic şi comportamentul utilizatorilor, oferind capacitatea de a reacţiona pro-activ la potenţiale ameninţări. Algoritmii de învăţare automată şi sistemele de gestionare a informaţiilor şi evenimentelor de securitate (SIEM) sunt esenţiale în acest sens, oferind o capacitate de detecţie şi răspuns eficientă şi în timp real, prin echipe SOC şi CSIRT sectorial care sare să intervină reactiv şi pro-activ.

Segmentarea reţelei reprezintă o altă măsură esenţială de securitate în sectorul energetic, prin care infrastructura va trebui divizată în zone distincte, limitând astfel mişcarea laterală a atacatorilor în caz de compromitere. Se impune utilizarea VLAN-urilor (Virtual Local Area Networks) şi a firewall-urilor de segmentare care să asigure izolarea diferitelor părţi ale reţelei din cadrul companiilor energetice, reducând impactul potenţial al unei breşe de securitate. Această abordare va contribui semnificativ la menţinerea integrităţii şi securităţii reţelei energetice ale companiilor, consolidând securitatea energetică a României.

Managementul patch-urilor şi actualizărilor de securitate este crucial pentru prevenirea exploatării vulnerabilităţilor cunoscute în sistemul energetic naţional. Se impune implementarea unui program riguros de actualizare continuă pentru toate sistemele şi aplicaţiile prin care se asigură că infrastructura este protejată împotriva ameninţărilor emergente. Utilizarea sistemelor de management al actualizărilor, cum ar fi Windows Server Update Services (WSUS) şi System Center Configuration Manager (SCCM), va facilita distribuirea rapidă şi eficientă a patch-urilor critice, menţinând securitatea sistemelor informatice din energie la un nivel optim.

Formarea continuă şi conştientizarea în securitatea cibernetică pentru toţi angajaţii din sectorul energetic este esenţială pentru a reduce riscul erorilor umane, care sunt adesea vectori principali pentru atacurile cibernetice. Strategia impune astfel implementarea unui program continuu de igienă cibernetică, constând în formare şi conştientizare, folosind platforme de e-learning şi simulări săptămânale de atacuri de phishing, care să crească competenţele de securitate ale angajaţilor şi să asigure o reacţie adecvată în cazul unui incident de securitate cibernetică.

Planurile de răspuns la incidente şi continuitatea activităţii energetice trebuie să fie bine definite şi testate periodic pentru a asigura o reacţie rapidă şi coordonată în cazul unui atac cibernetic. Dezvoltarea şi testarea regulată a acestor planuri la nivelul fiecărei companii din sectorul energetic va asigura minimizarea impactului asupra operaţiunilor, fluxurilor tehnologice şi asigurarea continuităţii serviciilor critice. Utilizarea platformelor de gestionare a incidentelor, cum ar fi Service Now şi Splunk, şi elaborarea planurilor de recuperare în caz de dezastru, sunt esenţiale pentru gestionarea eficientă a incidentelor şi menţinerea funcţionalităţii infrastructurii energetice.

Monitorizarea continuă şi gestionarea ameninţărilor sunt esenţiale pentru menţinerea unui nivel ridicat de securitate pe termen lung în sector. Strategia impune implementarea unui sistem de monitorizare continuă a reţelelor şi sistemelor informatice care să permită detectarea şi răspunsul rapid la ameninţări în timp real. Utilizarea platformelor de tipul SIEM şi SOAR (Security Orchestration, Automation, and Response) pot asigura o capacitate de răspuns rapidă şi coordonată la incidentele de securitate în sectorul cibernetic.

Prezenta strategie încurajează colaborarea şi parteneriatele pentru securitate între companiile din sectorul energetic, pe de-o parte, şi agenţii guvernamentale, parteneri din industrie şi organizaţii internaţionale, pe de altă parte, cu scopul de a îmbunătăţi capacitatea de răspuns la ameninţări şi securitatea generală a infrastructurii energetice. Utilizarea platformelor de partajare a informaţiilor despre ameninţări, de tipul PNRISC, şi dezvoltarea parteneriatelor public-private sunt cruciale pentru menţinerea unui nivel ridicat de securitate în sectorul energetic şi constituie o condiţie esenţială de prevenire a oricăror tipuri de ameninţări cibernetice.

Capacitatea depozitelor de înmagazinare subterană
Depozit de înmagazinare subterană	Operator depozit	Capacitatea activă	Capacitatea de extracţie	Capacitatea de injecţie
		TWh/ciclu	GWh/zi	GWh/zi
Bălăceanca	Depogaz	0,535	12,840	10,700
Bilciureşti	Depogaz	14,017	149,800	107,000
Gherceşti	Depogaz	2,675	21,400	21,400
Sărmăşel	Depogaz	9,630	80,250	69,550
Urziceni	Depogaz	3,852	48,150	32,100
Târgu Mureş	Depomureş	3,155	29,000	27,000
Total		33,864	341,440	267,750

	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
LIHC	12,3	16,9	9,9	7,7	11,1	13	7,8	10,5	10,5	21
M/2	12,2	18,7	13,5	34,3	20,7	11,7	16	19	19,2	19,8
2M	11,9	19	12	11,6	21,9	10	18,9	20,5	19,5	21,7
10%				45	40	45,3	27,4	33,3	36,5	37,3

	2015	2016	2017	2018	2019	2020
RO export	1650	1700	1700	1550	1550	2400
import RO	2100	2150	2450	2200	2450	2700
RO - > HU	700	700	700	600	650	700
HU - > RO	700	700	700	700	800	700
RO - > RS	600	700	700	600	600	600
RS - > RO	800	800	800	800	800	800
RO - > BG	250	250	250	300	250	900
BG - > RO	400	300	300	400	350	800
RO - > UA	100	50	50	50	50	200
UA - > RO	200	350	650	300	500	400