La 1 septembrie 2026, România a făcut primul pasconcret către un sistem energetic care să includă flexibilitatea consumului de energie electrică (Demand Side Response - DSR). La câteva zile după ce ANRE a aprobat regulamentul privind serviciul de flexibilitate a consumului dispecerizabil (Ordinul 54/2026), Transelectrica a activat, pentru prima dată, o parte responsabilă cu echilibrarea formată exclusiv din consumatori,agregați de Flexumers, care și-a redus sarcina cu 3MW timp de o jumătate de oră, la solicitarea dispecerului. Volumul este modest, însă semnalul estei mportant întrucât cererea va putea contribui la echilibrarea sistemului electroenergetic românesc.

Potrivit estimărilor Agenției Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementaredin Domeniul Energiei (ACER), potențialul DSR al României este de aproximativ 235 MW în sectorul industrial și 1.800 MW la nivelul gospodăriilor. Rezultatele DSR pot deveni vizibile într-un interval de timp relativ scurt, în unele cazuri în mai puțin de un an, deoarece necesită investiții cu precădere în echipamentele hardware.

Acest potențial este relevant pentru dezbaterea privind securitatea energetică. De exemplu, termenele din calendarul privind eliminarea treptată a cărbunelui au fost amânate de două ori, motivul invocat fiind acoperirea vârfurilor de consum dinvară și iarnă. O piață DSR dezvoltată ar putea prelua o parte importantă din acest rol, la costuri mai reduse. Totuși, tranziția are și o dimensiune socială,întrucât închiderea capacităților pe cărbune va avea consecințe socio-economicepentru comunitățile afectate, dacă locurile de muncă pierdute în sector și de-a lungul lanțului său valoric nu sunt înlocuite prin investiții noi și prin crearea unor oportunități economice alternative. România are alocate aproximativ 2,14 miliarde de euro prin Fondul UE pentru o Tranziție Justă pentru astfel de investiții.

România s-ar putea confrunta cu un deficit de energie electrică de aproximativ 143 de ore pe an, în perioada 2027–2030, pe baza traiectoriei actuale de decarbonizare, potrivit  Studiului de Adecvanţă SEN etapele 2027,2030, 2035 publicat de Transelectrica în aprilie 2026. Principalul motiv al acestui deficit îl reprezintă retehnologizarea Unității 1 de la Cernavodă, care va scoate dinfuncțiune aproximativ 10% din producția de energie electrică a României. Situația este agravată de întârzierile înregistrate în construcția noilor centrale pe gaz natural, care ar fi trebuit să compenseze această capacitate.

Sistemele de stocare a energiei în baterii au ajuns la 1,1 GW capacitate operațională, însă ele oferă flexibilitate doar pe durate scurte (1–2 ore) și nu pot acoperi deficitul în absența stocării pe termen lung sau a unor capacități de producție în bandă. Deficitul are un caracter temporar, iar modelarea din studiu arată că, după intrarea în funcțiune a noilor capacități, sistemul poate funcționa fără cărbune începând cu 2030. Așadar, soluțiile adoptatetrebuie să acopere doar intervalul de tranziție, până în 2029.

Studiul de Adecvanţă relevă două tendințe, așa cum se poate observa în Tabelul 1. În primul rând, orele în care cererea nu poate fi acoperită deofertă sunt concentrate în mare măsură în lunile de iarnă, când consumul deenergie electrică atinge nivelul maxim. Totuși, ar trebui luate în considerareși efectele hidrologice recente din vara anului 2026. În al doilea rând, acesteore apar în mod regulat, între orele 5:00-10:00 și 17:00-22:00, ceea ce le facepotrivite pentru redistribuirea sarcinii și pentru tehnologiile DSR.

Intervalele de întrerupere a alimentării permit programarea reducerii activității industriale sau decalarea lucrărilor de mentenanță planificate, oferind o soluție imediată și contractabilă pentru următoarele ierni, până când capacitatea sistemelor de stocare a energiei electrice se va extinde și alte surse noi de generare vor deveni operaționale.

În august 2026, România dispunea de ocapacitate nominală pe cărbune de 1,7 GW în funcțiune, în scădere de la puținpeste 2 GW în 2025.Evaluarea Studiului de Adecvanță recomandă menținerea în exploatare a cincigrupuri pe cărbune, trei la Rovinari și două la Turceni, însumând 854 MW. Douădintre acestea vor fi păstrate în rezervă tehnică. Aceste grupuri vor fiutilizate preponderent pentru a acoperi orele de deficit, care reprezintă 1,5%din timp. Menținerea acestei capacități presupune cheltuieli de logisticăprivind combustibilul, personalul tehnic, circuitele de apă și alte costurioperaționale, toate fiind acoperite de consumatori chiar și atunci cândcentralele nu produc energie. În ciuda numărului redus de ore de deficit, carejustifică utilizarea în continuare a cărbunelui, se estimează că acesta vaasigura totuși 9% din producția de energie.

Sistemul arenevoie de un mecanism DSR dedicat și flexibil, care să garantezedisponibilitatea pe termen scurt și mediu, în paralel cu tranziția energeticăpe termen lung, prin stocarea energiei și creșterea capacităților cu emisiireduse de carbon.

Tabelul 2 compară costurile pentru capacitățile pe cărbune de 854 MW cucele ale unei soluții hibride de flexibilitate a consumului, industrial șirezidențial, de 810 MW. Sistemul a fost dimensionat în concordanță cu cerințelepentru România estimate de Rețeaua europeană a operatorilor de transport șide sistem de energie electrică (ENTSO-E). Tabelularată că menținerea în funcțiune a 854 MW pe cărbune este de 4,3 ori maicostisitoare decât o soluție hibridă DSR (estimare conservatoare), diferența decost fiind de aproximativ 150 de milioane de euro anual. Totuși, valoarea arputea fi mult mai mare.[2] Înciuda termenelor reduse de implementare ale DSR, participarea sectoruluirezidențial va necesita timp de pregătire mai îndelungat. Poate fi formalizatăceea ce se întâmplă deja în practică, respectiv faptul că unii dintre cei maimari consumatori industriali de energie electrică din România își restrâng sauîși decalează producția pentru a reduce cererea. România a aplicat deja aceastăabordare în contextul situației hidrometeorologicedin vara anului 2026, când uzinele Dacia și Ford Otosan și-auprogramat opririle anuale pentru revizii și mentenanță.

Sistemul a fostdimensionat în conformitate cu „Cerințele privind rezervele” din România,conform Evaluării Adecvanţei Resurselor la Nivel Europeanrealizată de ENTSO-E pentru anul 2025

Un portofoliu mairestrâns de capacități pe cărbune nu va beneficia în aceeași măsură de economiide scară, iar costurile cu personalul vor fi, cel mai probabil, mai mari decâtestimarea. O termocentrală pe cărbune de mare capacitate nu este concepută săfuncționeze pe durate scurte și ocazionale, întrucât necesită timp de încălzire(8–12 ore pentru pornirile la rece) și trebuie menținută la sarcini tehniceminime de aproximativ 50% pentru a acoperi vârfurile de consum ale zilei, aspectecare nu au fost luate în calcul în această analiză. În plus, fiecare MWh de energie electrică produs din cărbune implică costuri determinate decertificatele de CO2 din sistemul EU ETS, care vor depăși nivelurile de prețluate în considerare aici pentru anul 2026.

DSR este o soluție testată și verificată în Europa ca mijloc de reducerea cererii și de gestionare a situațiilor de suprasolicitare a sistemului. În Franța, programul „Notice Échange Bloc de Consommation” încheie contracte cu marii consumatori de energie electrică, fie direct, fie prin intermediul agregatorilor, pentru ca aceștia să-și reducă sau să-și decaleze consumul în funcție de semnalele transmise de operatorul rețelei, înscopul echilibrării rețelei în timpul evenimentelor de suprasolicitare asistemului. În mod similar, Polonia contractează servicii DSR pentru a garanta adecvarea resurselor în timpul vârfurilor sezoniere. Această capacitate este contractată în principal pe perioade de până la un an. Aceste contracte acoperă între 0,7 și 1,7 GW înperioada 2021-2030. Deși licitațiile recente au inclus contracte pe termen mailung, abordarea pe termen scurt ar putea fi implementată în România, fără a fi necesar un Mecanism de Piață a Capacității la scară extinsă.

Discuția privind cărbunele în România vizează în principal județele Gorj și Hunedoara și impactul social al renunțării la acest combustibil. Acest impact depășește scopul prezentei analize și merită o cercetare separată. Cu toate acestea,perspectiva serviciului de flexibilitate a consumului schimbă perspectiva,inclusiv pentru aceste regiuni, care dacă vor atrage investitori industriali,ar putea deveni furnizori de flexibilitate pentru sistem.

Finanțarea prin Fondul pentru o Tranziție Justă este menită să aducă noi activități industriale în zonele dependente de cărbune. Unitățile dezvoltate cu sprijin public, precum cele de producție, prelucrare, stocare sau chiar de producție de hidrogen, pot fi proiectate cu sisteme de flexibilitate a cererii încă de la începutul investiției. Echiparea acestora cu sisteme de contorizare, sarcini controlabile și capacități locale de stocare le-ar permite să participe cu oferte pe piață. Amplasamentele fostelor termocentrale beneficiază deja de racordarea la rețea,ceea ce le transformă în locații optime pentru consumatorii mari, cu sarcină dispecerizabilă.

Condiționarea sprijinului pentru investiții de îndeplinirea criteriilor de pregătire pentruDSR ar face ca noile locuri de muncă din jurul localităților Rovinari, Turceni și din Valea Jiu să devină parte integrantă a securității sistemului, un rolcare în prezent revine unităților pe cărbune. De asemenea, agregatorii locali care reunesc consumatori industriali și comerciali de dimensiuni mai reduse ar permite ca o parte din valoarea economică a flexibilității să fie păstrată în acele regiuni.