De ce demand-side management și demand response nu sunt sinonime, cum se măsoară un consum care nu a avut loc și de ce flexibilitatea înseamnă mai mult decât a consuma mai puțin
Text: Ionela Cuciureanu
În lumea romană, Ianus era zeul porților, al pragurilor și al trecerilor. Cele două chipuri ale sale nu exprimau indecizia, ci capacitatea de a privi simultan în ambele sensuri ale unei transformări. Imaginea descrie surprinzător de bine locul în care a ajuns consumul de energie electrică: continuă să fie o nevoie pe care sistemul trebuie să o deservească, dar poate deveni, în același timp, o resursă care ajută sistemul să funcționeze.
Multă vreme, arhitectura electricității a fost gândită într-o singură direcție. Centralele produceau, rețelele transportau, furnizorii vindeau, iar consumatorii utilizau energia atunci când activitatea lor o cerea; echilibrul se obținea aproape exclusiv dinspre ofertă. Extinderea producției solare și eoliene, electrificarea transportului și a încălzirii, apariția bateriilor și digitalizarea măsurării nu au desființat această logică, dar i-au adăugat o a doua direcție: uneori este mai eficient ca o parte a consumului să urmărească sistemul, în locul sistemului care urmărește integral consumul.
Schimbarea este descrisă printr-un vocabular abundent — demand-side management, demand response, flexibilitate a cererii, agregare, consum comandabil, tarife dinamice — folosit adesea fără delimitări suficient de precise. Consecința nu este doar semantică. Dacă numim la fel o ofertă comercială care încurajează consumul la prânz și un serviciu activat de operator, riscăm să atribuim primei un grad de certitudine pe care nu îl poate furniza. Pentru o piață matură, întrebarea relevantă nu este ce etichetă sună mai modern, ci ce promite mecanismul, cine îl poate activa, cum îi este măsurat rezultatul și cine răspunde dacă acesta nu apare.
MegaWattul are mai mult de o dimensiune
În dezbaterea publică, energia este descrisă mai ales prin cantitate: putere instalată, producție anuală, consum total. Pentru operarea sistemului, cantitatea este necesară, dar insuficientă. Un MegaWatt capătă valoare sistemică numai împreună cu alte trei coordonate: momentul în care este disponibil, locul din rețea în care produce efectul și gradul de certitudine cu care poate fi mobilizat.
Două volume egale de energie nu sunt, prin urmare, echivalente. Consumul mutat la amiază poate valorifica producția fotovoltaică ce ar fi altfel limitată; aceeași cantitate adăugată într-o seară tensionată accentuează vârful.
O reducere de 10 MW într-o zonă fără congestie are valoare modestă; aceeași reducere, în spatele unui nod saturat, poate amâna o investiție costisitoare.
Iar o disponibilitate declarată, dar necontractată și neverificabilă, nu poate fi planificată la fel ca o resursă precalificată, supusă activării și penalităților.
Există însă o disociere mai adâncă, rar discutată: chiar unitatea în care măsurăm este o convenție. Piețele decontează energie — MegaWați-oră acumulați într-un interval —, în timp ce raritatea fizică este de putere, adică de MegaWați într-un instant. Progresul este real: de la 30 septembrie 2025, unitatea de timp a pieței pentru ziua următoare a trecut la 15 minute în întregul cuplaj unic european, inclusiv în România. Rămâne, totuși, un interval, iar sub el trăiesc rampa, inerția și frecvența — mărimi față de care decontarea energiei este structural oarbă, întrucât rezerva de menținere a frecvenței cere rezoluții de ordinul secundelor. Din aceeași disociere decurge faptul că puterea instalată, producția medie anuală și capacitatea fermă sunt trei mărimi diferite, nu trei exprimări ale aceleiași mărimi: metodologiile de credit de capacitate arată că aportul ferm al fotovoltaicului scade pe măsură ce penetrarea crește, până la valori de o singură cifră în sisteme saturate.[1]
Flexibilitatea nu este, așadar, o cantitate omogenă, ci o capacitate contextuală, a cărei valoare se modifică în funcție de oră, durată, viteză de răspuns, localizare, repetabilitate și efect de recuperare. ENTSO-E anticipează, la nivel paneuropean, aproximativ o dublare a nevoilor de flexibilitate între 2025 și 2033, inclusiv pentru flexibilitatea de scurtă durată și capacitatea de variație rapidă a puterii.[2] Nu este o anexă exotică a tranziției, ci una dintre condițiile ei de funcționare.
O familie de concepte, nu două sinonime
Demand-side management — managementul cererii, DSM — este noțiunea-umbrelă. Intrat în literatură la începutul anilor 1980, conceptul desemna planificarea și implementarea intervențiilor capabile să modifice forma curbei de sarcină: reducerea consumului total, tăierea vârfurilor, umplerea văilor, deplasarea sarcinii, stimularea unor utilizări eficiente.
- În limbaj contemporan, DSM cuprinde izolarea unei clădiri, înlocuirea unui motor industrial, automatizarea climatizării, un tarif diferențiat pe intervale, încărcarea inteligentă a vehiculelor electrice sau un program prin care furnizorul premiază mutarea consumului.[3]
Demand response se află în interiorul acestei familii, dar privește modificarea consumului față de profilul său normal, ca reacție la un semnal economic ori operațional; literatura îl tratează drept componenta mai dinamică și cu orizont mai scurt a managementului cererii. Distincția față de eficiența energetică este netă: eficiența schimbă structural cantitatea de energie necesară pentru același serviciu, în timp ce răspunsul la cerere schimbă momentul sau nivelul temporar al utilizării.[4]
Aici se cuvine însă o precizie pe care dezbaterea o ratează frecvent. Definiția juridică europeană nu este un concept unitar, ci o reuniune de trei modalități: modificarea sarcinii ca răspuns la prețuri variabile în timp; ca răspuns la plăți de tip stimulent; și ca urmare a acceptării ofertei clientului final de a vinde o reducere ori o creștere a consumului pe o piață organizată.[5] Numai a treia are nevoie de un consum de referință. Primele două se măsoară direct, fiindcă prețul face toată munca, iar contorul înregistrează pur și simplu ce s-a consumat.
Consecința este dublă. Pe de o parte, afirmația potrivit căreia orice efect vizibil în factură ar fi DSM, iar numai ceea ce se decontează pe piața de echilibrare ar fi demand response, are avantajul simplității, dar nu precizia necesară: un tarif dinamic generează demand response implicit, la fel de legitim juridic. Pe de altă parte — și acesta este riscul practic — un stat membru își poate raporta progrese perfect oneste în materie de demand response fără să dispună de un singur MegaWatt precalificat pentru echilibrare. Distincția uzuală între implicit și explicit, folosită de USEF, de smartEn și de grupul de experți al Comisiei, este utilă tocmai fiindcă face ceea ce dreptul pozitiv nu face; dar nu are, prin ea însăși, statut normativ.[6]
Cele două chipuri: comportament și angajament
În forma implicită, consumatorul vede un preț sau un avantaj comercial și decide singur dacă, atunci când și în ce măsură își modifică profilul. Tarifele zi-noapte, prețurile orare, intervalele promoționale, ori aplicațiile care recomandă orele favorabile sunt exemple intuitive. Efectul fizic poate fi semnificativ la nivelul portofoliului unui furnizor, reducând costul de achiziție, limitarea producției regenerabile sau presiunea asupra rețelei; ACER include distinct răspunsul implicit în metodologia europeană de evaluare a flexibilității, tocmai pentru că influențează sarcina sistemului.[7]
Limita sa este predictibilitatea. Consumatorul păstrează libertatea de a nu răspunde, iar efectul este estimat statistic. Furnizorul poate anticipa că o parte dintre clienți vor porni instalațiile într-un interval ieftin, dar nu poate promite operatorului că, într-un sfert de oră determinat, portofoliul va modifica sarcina cu o anumită putere. O mie de clienți care reacționează probabil la un preț reprezintă alt obiect economic decât o agregare care se obligă să livreze 5 MW la activare: prima reduce necesarul mediu, a doua poate intra într-o decizie operațională. Piața are nevoie de amândouă, dar trebuie să știe pe care dintre ele se bazează.
În forma explicită, flexibilitatea trece pragul dintre comportament și serviciu. Consumatorul sau agregatorul oferă o modificare determinată a sarcinii, pentru o perioadă și în condiții definite; oferta poate fi acceptată, activată, măsurată și decontată, iar neexecutarea atrage consecințe. Ea poate participa, în funcție de regulile pieței, nu doar la echilibrare, ci și la piețele de energie și de capacitate, la servicii pentru operatorii de distribuție sau la gestionarea congestiilor. Directiva (UE) 2019/944 cere ca răspunsul la cerere, inclusiv prin agregare, să concureze nediscriminatoriu cu producerea, în funcție de capabilitățile sale tehnice.[8]
Agregatorul este aici un traducător între procese eterogene și limbajul standardizat al pieței: un depozit frigorific poate oferi câteva sute de kilowați prin pre-răcire, o stație de apă poate deplasa pomparea, o fabrică poate reprograma o operațiune necontinuă, o flotă electrică poate întârzia încărcarea.
Separat, aceste resurse sunt mici și greu administrabile; reunite și măsurate după aceleași reguli, pot forma un portofoliu comparabil, pentru un anumit produs, cu o unitate dispecerizabilă.
Comparația cu o centrală trebuie totuși folosită cu discernământ: resursa de flexibilitate este definită nu doar prin putere, ci și prin durată, numărul admis de activări, timpul de răspuns și energia care trebuie recuperată ulterior. A trata consumul comandabil ca pe o centrală fără combustibil și fără limite ar însemna să îi ignorăm tocmai caracterul industrial.
Direcția uitată: uneori sistemul are nevoie să consumăm mai mult
În limbajul cotidian, demand response este aproape întotdeauna asociat cu reducerea consumului. Asocierea reflectă sistemul tradițional, în care principala dificultate era acoperirea vârfului, dar devine incompletă într-un mix cu producție variabilă.
Privită dinspre consumator, flexibilitatea funcționează în ambele sensuri: consum mai mic atunci când energia este rară sau rețeaua încărcată, consum mai mare atunci când există surplus, ori risc de limitare a capacităților regenerabile.
Precizarea perspectivei contează, fiindcă în nomenclatura operatorilor „flexibilitatea în sus” desemnează mai multă injecție sau mai puțin consum, iar „flexibilitatea în jos”, mai puțină injecție sau mai mult consum.
O instalație frigorifică poate acumula frig înaintea vârfului de seară; o stație de pompare poate ridica apa la prânz; o baterie poate absorbi energia solară; o flotă poate încărca anticipat; un electrolizor poate crește consumul în orele cu prețuri foarte scăzute. Aceste exemple nu ilustrează austeritatea energetică, ci sincronizarea. Într-un sistem care trebuie să electrifice transportul, încălzirea și o parte a industriei pentru a se decarboniza, obiectivul nu poate fi „mai puțină electricitate” în orice oră, ci mai puțină risipă și un consum mai bine plasat. Un program dedicat exclusiv reducerii vârfului rezolvă o singură jumătate a problemei.
De aici decurge o a doua precizare: diferența dintre reducerea energiei și deplasarea puterii. Un motor mai eficient execută aceeași operațiune cu un consum permanent mai mic — scade energia totală. O instalație care mută 10 MWh din ora 19:00 în ora 13:00 păstrează energia, dar modifică costul, emisiile marginale și presiunea asupra sistemului. Iar dacă, după activare, consumul revine brusc pentru a recupera producția, apare efectul de revenire — rebound sau payback —, care poate crea un vârf nou.
Performanța nu ar trebui, prin urmare, evaluată numai în intervalul activării: un produs bine proiectat privește și perioada de recuperare, altfel arată impecabil în fotografia unui sfert de oră și mult mai puțin convingător în filmul întregii zile. Aceeași precauție se impune în privința emisiilor, fiindcă mutarea consumului are beneficiu climatic numai dacă intervalul de destinație are efectiv un mix marginal mai curat sau evită limitarea producției regenerabile.
Contrafactualul care trebuie măsurat
Energia produsă se măsoară direct. Reducerea consumului se măsoară prin comparație cu ceva ce nu s-a întâmplat: cât ar fi consumat clientul dacă nu ar fi primit semnalul? Acest consum de referință — baseline — este contrafactualul din centrul oricărui mecanism explicit. Demand response explicit este, din acest punct de vedere, singura resursă din sistem care se definește prin negație: nu prin ceea ce s-a petrecut, ci prin distanța față de o lume care nu s-a produs.
O fabrică ce utilizează 8 MW în timpul activării nu a livrat neapărat 2 MW de flexibilitate doar pentru că, într-o zi comparabilă, a consumat 10 MW. Diferența poate proveni dintr-o comandă anulată, o revizie, temperatura exterioară sau oprirea obișnuită a unei linii. Invers, o metodă prea rigidă poate subestima un răspuns real.
Cât de solidă este ipoteza? Literatura tehnică este necruțătoare. Comparând metodele uzuale de tip „X din Y” cu estimările prin regresie, Braithwait și colaboratorii au găsit diferențe mediane de peste 30% pentru varianta neajustată și de circa 25% pentru cea ajustată, în cazul consumatorilor industriali; lucrările Lawrence Berkeley National Laboratory merg mai departe, arătând că eroarea modelului de referință poate fi suficient de mare încât cea mai mare parte a variabilității observate să provină din model, nu din răspunsul real al consumatorului.[9]
Consecința economică a fost formulată aspru încă din 2009 de Bushnell, Hobbs și Wolak: consumul de referință stabilit administrativ produce o resursă mai puțin fiabilă decât resursele de producție, vulnerabilă la manipulare și capabilă să genereze reduceri iluzorii.[10] Hung-po Chao a demonstrat mecanismul: dacă plata depinde de distanța față de o referință pe care consumatorul o influențează, apare stimulentul de a umfla referința — consumând mai mult în perioadele normale de vârf — și apoi de a exagera reducerea.[11] Nu este rea-credință; este arhitectură.
Din același contrafactual decurge o întrebare pe care industria europeană abia acum o redescoperă, deși a fost tranșată în Statele Unite acum un deceniu: cât valorează o absență? FERC a decis, în 2011, ca reducerea de consum să fie plătită la prețul marginal locațional integral; criticii au obiectat că un consumator care își reduce sarcina evită și plata energiei către furnizor, astfel încât plata la preț integral echivalează cu o dublă remunerare. Curtea Supremă a confirmat soluția în 2016, însă opinia separată a judecătorului Scalia — ultima pe care a redactat-o — a formulat obiecția într-o frază care merită reținută: acești participanți participă doar refuzând să acționeze.[12]
Concluzia practică nu este că flexibilitatea explicită ar fi o iluzie, ci că ea nu se naște la contor, ci din relația dintre măsurare și regulă. Contorul spune ce s-a consumat; metodologia estimează ce s-ar fi consumat; contractul stabilește ce diferență este eligibilă; decontarea îi atribuie o valoare; răspunderea tratează abaterea. Literatura de evaluare identifică numeroase familii de baseline — zile istorice comparabile, modele regresive, prognoze declarate, ajustări pre-eveniment — fără ca una singură să fie optimă pentru toate tipurile de sarcină.[13] ACER recomandă metodologii transparente, exacte, replicabile și rezistente la manipulare.[14] Soluția nu este, deci, un baseline unic impus tuturor, ci un catalog coerent de metode, cu reguli ex ante și verificare ex post: procesele continue, sarcinile dependente de temperatură, operațiunile pe loturi și flotele de vehicule au profiluri prea diferite pentru a fi măsurate corect prin aceeași formulă.
Patru întrebări care separă mecanismele
În locul unei opoziții simplificate între „retail” și „echilibrare”, orice program poate fi identificat corect prin patru întrebări. Prima privește semnalul: consumatorul reacționează la un preț general, la un stimulent al furnizorului, la o solicitare a agregatorului sau la activarea unui produs de către operator? A doua privește angajamentul: răspunsul rămâne voluntar în fiecare moment sau există o cantitate, o fereastră și o obligație contractuală? A treia privește proba: este suficient consumul măsurat sau performanța se calculează față de un baseline validat? A patra privește consecința: avantajul apare numai în factură ori există decontare de piață, răspundere pentru dezechilibru și penalitate pentru nelivrare?
Răspunsurile permit o clasificare mai exactă decât eticheta comercială. Un tarif orar fără obligație este răspuns implicit. Un portofoliu oferit, activat și verificat este răspuns explicit, indiferent dacă servește echilibrarea, congestia locală sau o altă piață. Un audit energetic care reduce permanent consumul este DSM, dar nu demand response. O limitare administrativă obligatorie nu este răspuns la cerere, chiar dacă produce fizic aceeași scădere a sarcinii — și această ultimă distincție este fundamentală juridic: flexibilitatea de piață se întemeiază pe consimțământ, contract, remunerație și răspundere, în timp ce restricția administrativă se întemeiază pe autoritate publică și trebuie justificată prin legalitate, necesitate, proporționalitate, durată limitată și nediscriminare. Rolul unei piețe de flexibilitate este tocmai să reducă probabilitatea ca sistemul să ajungă la constrângeri impuse.
România: de la vocabular juridic la capacitate de piață
România nu pornește de la zero. Legea energiei electrice recunoaște agregarea, agregatorul independent și răspunsul la cerere, iar participanții implicați în agregare poartă responsabilitatea dezechilibrelor pe care le produc; regulile publicate de Transelectrica permit calificarea resurselor agregate pentru servicii de echilibrare și prevăd cerințe de precalificare, inclusiv un volum minim ofertabil.[15]
O piață nu se măsoară însă prin numărul definițiilor din lege, ci prin ușurința cu care un consumator eligibil ajunge, în condiții predictibile, de la intenție la contract și de la contract la decontare.
Distanța dintre cele două se vede cel mai clar în situații de stres. Atunci când singurul instrument disponibil rămâne apelul public la reducerea voluntară a consumului, sistemul cere de fapt o absență pe care nu o poate defini, verifica sau plăti: fără consum de referință, fără activare, fără decontare, fără răspundere. Un apel este un angajament fără contract, iar diferența dintre el și un produs de flexibilitate nu este de intensitate, ci de natură.
O primă punte a fost între timp construită, chiar dacă nu pe traseul cel mai firesc. Prin Ordinul nr. 54/2026, ANRE a aprobat regulamentul privind achiziționarea serviciului de sistem pentru flexibilitatea consumului dispecerizabil: licitații organizate de Transelectrica și deschise participanților la piața pentru ziua următoare, un prag minim de ofertare de 0,5 MW, activare legată de situațiile de criză ale sistemului și obligația furnizorilor și agregatorilor de a stabili prin contract modul în care beneficiul financiar ajunge la clientul final.[16]
Instrumentul are o genealogie care merită spusă pe nume: în substanță, el reia ceea ce reforma europeană din 2024 a numit produs de reducere a vârfului de consum — peak shaving —, pe care statele membre îl pot solicita operatorilor de transport și de sistem atunci când Consiliul declară o criză a prețurilor energiei electrice la nivel regional ori al Uniunii.[17] Este o struțo-cămilă, ca să împrumutăm figura lui Cantemir: nici serviciu de echilibrare, fiindcă nu presupune calificarea tehnică cerută furnizorilor de echilibrare, nici produs al pieței angro, fiindcă îl cumpără operatorul de sistem, prin licitații proprii, pe seama tarifului pentru serviciile de sistem. Tocmai de aceea industria europeană a electricității l-a privit cu rezervă — Eurelectric a considerat că gestionarea vârfurilor ține de operatorul de transport și de sistem și nu justifică un produs distinct, iar bursele de energie reunite în Europex l-au criticat și mai apăsat —, iar ACER a concluzionat, în iulie 2025, că dezavantajele introducerii sale în condiții normale de piață depășesc beneficiile.[18]
Varianta românească adaugă însă un element cu adevărat frapant. Înainte de a valida ofertele clienților finali, Transelectrica trebuie să verifice, împreună cu operatorii piețelor spot — OPCOM și BRM —, că acei consumatori au achiziționat suficientă energie pentru a acoperi reducerea de consum la care s-au angajat.
Rațiunea poate fi reconstituită: nu poți renunța la o energie pe care nu ai cumpărat-o, iar o reducere care doar închide o poziție deficitară nu aduce sistemului nimic în plus față de ceea ce disciplina dezechilibrelor impune oricum. Consecințele practice sunt însă considerabile. Energia nu se cumpără pe loc de consum, ci la nivel de portofoliu, iar o parte substanțială a ei se contractează bilateral și la termen, nu pe piețele spot, astfel încât poziția unui participant pe piața pentru ziua următoare este adesea un rest, nu o fotografie a consumului acoperit; atunci când oferta vine de la un agregator, energia clienților săi a fost cumpărată de alți participanți, în alte portofolii. Verificarea presupune, prin urmare, reconcilierea, în termene foarte scurte, a pozițiilor de pe două burse cu oferte formulate pe locuri de consum. Rezultatul este o dublă probă — un control ex ante al achiziției, suprapus peste verificarea ex post față de consumul de referință —, impusă unui serviciu conceput tocmai pentru participanți care nu sunt calificați pentru echilibrare. Consumului de referință i se adaugă, astfel, un inventar comercial, iar complexitatea nu mai rezidă doar în măsurare, ci și în coordonarea dintre trei instituții.
Dincolo de acest cadru de criză, câteva componente vor fi decisive. Produsele trebuie să permită modificarea sarcinii în ambele sensuri și să fie compatibile cu durata reală a proceselor industriale. Precalificarea și agregarea nu trebuie să impună costuri disproporționate resurselor mici. Baseline-urile trebuie publicate și testate. Remunerația trebuie să distingă disponibilitatea de energia activată și să acopere costurile reale ale flexibilității, inclusiv reorganizarea producției, personalul, uzura și riscul de nelivrare.
Mai ales, România trebuie să evite construirea unei piețe exclusiv naționale și exclusiv pentru operatorul de transport. O parte a valorii viitoare va fi locală: reducerea unei congestii în distribuție, amânarea unei întăriri de rețea, absorbția producției într-o zonă cu numeroși prosumatori.
Aceeași resursă poate avea însă angajamente incompatibile față de furnizor, agregator, operatorul de distribuție și operatorul de transport; fără coordonare, apare riscul dublei vânzări sau al unei activări care rezolvă o problemă și o agravează pe alta. Piața de flexibilitate este și o piață a priorităților, nu doar a MegaWaților. Iar datele sunt infrastructura ei invizibilă: un mecanism care nu explică cine le accesează, în ce scop, pentru cât timp și cu ce măsuri de securitate își reduce singur baza de participare.[19]
De la proiect-pilot la obligație de planificare
Reforma europeană a pieței energiei electrice din 2024 schimbă statutul flexibilității. Statele membre trebuie să evalueze periodic, pentru un orizont de cinci până la zece ani, nevoile de flexibilitate pe mai multe intervale temporale, să examineze potențialul răspunsului la cerere și al stocării, să identifice barierele și să stabilească un obiectiv național indicativ pentru flexibilitatea non-fosilă. Metodologia comună a fost aprobată de ACER la 25 iulie 2025, ceea ce a plasat primul termen al rapoartelor naționale în iulie 2026; dacă investițiile rămân insuficiente, regulamentul permite scheme de sprijin pentru capacitatea disponibilă.[20]
Evoluția este mai profundă decât pare. Flexibilitatea nu mai este o inițiativă comercială interesantă sau o soluție improvizată în zile dificile: devine categorie de planificare, alături de adecvanță și de dezvoltarea rețelei.
Pentru România, prima evaluare nu ar trebui tratată ca un exercițiu de conformitate, ci ca o hartă economică — unde apar nevoile, pe ce durate, în ce sens, ce procese le pot acoperi, la ce cost și ce bariere împiedică participarea. O astfel de hartă ar evita două erori simetrice: supraestimarea flexibilității, ca și cum orice MegaWatt consumat ar putea fi oprit oricând, și subestimarea ei, ca și cum industria, clădirile, pompele, bateriile și vehiculele ar fi sarcini complet rigide.
Pragul pe care trebuie să îl trecem
Merită încheiat cu o observație aproape absentă din dezbaterea curentă. Tratăm consumul de referință ca pe o necesitate metafizică a flexibilității. Nu este: este un artefact al faptului că măsurăm locuri de consum, nu aparate. Regulamentul (UE) 2019/943, astfel cum a fost modificat în 2024, introduce noțiunea de dispozitiv de măsurare dedicat — un dispozitiv legat de un activ sau încorporat în acesta, care furnizează servicii de demand response ori de flexibilitate.[21]
Dacă măsori pompa de căldură, punctul de încărcare sau bateria, contrafactualul la nivelul locului de consum devine inutil: dispozitivul raportează ce a făcut. Aceeași direcție o indică, dinspre economie, propunerea tratamentului simetric — expunerea la prețuri în timp real și decontarea consumului efectiv măsurat.
Miza pentru România nu este doar să construim piața de flexibilitate pe care nu o avem, ci să nu o construim în jurul unei ficțiuni pe care restul lumii a început deja să o depășească.
Sistemul energetic al viitorului nu va fi sigur doar pentru că va avea mai multe capacități instalate, nici doar pentru că va cere consumatorilor să economisească. Va fi sigur dacă va ști să combine producția, rețeaua, stocarea și cererea în funcție de natura fiecărei ore și a fiecărui loc.
În această arhitectură, consumatorul nu devine centrală și nu încetează să fie consumator: dobândește un al doilea rol, ales și remunerat, acela de furnizor al unei adaptări utile.
Cele două chipuri ale lui Ianus nu trebuie confundate. Managementul cererii construiește, în timp, un profil mai eficient; răspunsul la cerere mobilizează, în anumite condiții, modificarea acelui profil. Răspunsul implicit orientează comportamentul; răspunsul explicit transformă comportamentul în angajament. Eficiența economisește energie; flexibilitatea poate să o reducă, să o deplaseze sau, uneori, să îi creeze loc. Iar între toate aceste forme există o diferență pe care niciun slogan nu o poate înlocui: sistemul poate aprecia intenția, dar se poate baza numai pe ceea ce este definit, măsurat și răspunzător.
La poarta noii piețe de energie, întrebarea nu mai este dacă cererea poate răspunde. Întrebarea este dacă regulile noastre sunt suficient de precise pentru a înțelege ce răspuns primim — și suficient de mature pentru a-i recunoaște valoarea.
[1]Unitatea de timp a pieței de 15 minute a devenit operațională în cuplajul unic pentru ziua următoare la 30 septembrie 2025, pentru ziua de livrare 1 octombrie 2025, în toate zonele de ofertare participante, inclusiv România. Pentru capacitatea fermă, a se vedea metodologia Effective Load Carrying Capability și rapoartele privind creditul de capacitate publicate de MISO.
[2]ENTSO-E, System Flexibility Needs for the Energy Transition, 2025. Analiza estimează că nevoile paneuropene de flexibilitate legate de variabilitatea producției și a cererii se vor dubla între 2025 și 2033, iar necesarul de flexibilitate de scurtă durată și de ramping se va dubla aproximativ până în 2030. https://www.entsoe.eu/system-flexibility/
[3]Clark W. Gellings, „The Concept of Demand-Side Management for Electric Utilities”, Proceedings of the IEEE, vol. 73, nr. 10, 1985, pp. 1468–1470, doi:10.1109/PROC.1985.13318; a se vedea și Clark W. Gellings, „Evolving Practice of Demand-Side Management”, Journal of Modern Power Systems and Clean Energy, vol. 5, 2017, pp. 1–9, doi:10.1007/s40565-016-0252-1.
[4]Peter Palensky și Dietmar Dietrich, „Demand Side Management: Demand Response, Intelligent Energy Systems, and Smart Loads”, IEEE Transactions on Industrial Informatics, vol. 7, nr. 3, 2011, pp. 381–388, doi:10.1109/TII.2011.2158841; Pierluigi Siano, „Demand Response and Smart Grids — A Survey”, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 30, 2014, pp. 461–478, doi:10.1016/j.rser.2013.10.022.
[5]Directiva (UE) 2019/944 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică, versiunea consolidată la 16 iulie 2024, art. 2 pct. 20. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/RO/TXT/?uri=CELEX:02019L0944-20240716
[6]Comisia Europeană, Expert Group 3, Final Report on Demand Side Flexibility, aprilie 2019; USEF, The Framework Explained, 2021; pozițiile smartEn. Distincția implicit/explicit este de proveniență doctrinară și profesională, fără consacrare normativă autonomă în dreptul Uniunii.
[7]ACER, Decision No 05/2025 și metodologia privind evaluarea nevoilor de flexibilitate, 25 iulie 2025. Metodologia tratează distinct profilurile de răspuns implicit și capacitățile de răspuns explicit. https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Individual%20Decisions/ACER-Decision-05-2025-Flexibility-Needs-Assessment-Methodology.pdf
[8]Directiva (UE) 2019/944, art. 17 alin. (1)–(5), privind participarea răspunsului la cerere prin agregare, accesul nediscriminatoriu la piețele de energie electrică, responsabilitățile și cerințele tehnice aplicabile.
[9]S. Braithwait et al., „Accuracy of Alternative Baseline Methods for Measuring Demand Response”, Christensen Associates Energy Consulting, 2010; a se vedea și lucrările Lawrence Berkeley National Laboratory privind modelarea și controlul resurselor de demand response.
[10]James Bushnell, Benjamin F. Hobbs, Frank A. Wolak, „When It Comes to Demand Response, Is FERC Its Own Worst Enemy?”, The Electricity Journal, vol. 22, nr. 8, 2009, pp. 9–18, doi:10.1016/j.tej.2009.08.004.
[11]Hung-po Chao, „Demand Response in Wholesale Electricity Markets: The Choice of Customer Baseline”, Journal of Regulatory Economics, vol. 39, 2011, pp. 68–88, doi:10.1007/s11149-010-9135-y; Hung-po Chao și Mario DePillis, „Incentive Effects of Paying Demand Response in Wholesale Electricity Markets”, Journal of Regulatory Economics, 2013, doi:10.1007/s11149-012-9208-1.
[12]FERC, Order No. 745, 2011, 134 FERC ¶ 61.187; dezbaterea privind remunerarea la prețul integral al pieței este consemnată în textul ordinului. FERC v. Electric Power Supply Association, 577 U.S. 260 (2016), opinia separată a judecătorului Scalia, ultima pe care a redactat-o.
[13]Oscar Valentini et al., „Demand Response Impact Evaluation: A Review of Methods for Estimating the Customer Baseline Load”, Energies, vol. 15, nr. 14, 2022, art. 5259, doi:10.3390/en15145259.
[14]ACER, Framework Guideline on Demand Response, 2022, secțiunile privind baseline-ul, măsurarea și verificarea; ACER, „Unlocking Flexibility: No-Regret Actions to Remove Barriers to Demand Response”, 9 aprilie 2025. https://www.acer.europa.eu/news/unlocking-flexibility-acers-12-no-regret-actions-remove-barriers-demand-response
[15]Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările ulterioare, definițiile privind agregarea, agregatorul independent și răspunsul la cerere, precum și dispozițiile privind răspunderea pentru dezechilibre. https://legislatie.just.ro/Public/DetaliiDocumentAfis/261986; CNTEE Transelectrica SA, „Clauzele și condițiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare”, dispozițiile privind precalificarea și rezerva minimă ofertabilă.
[16]Ordinul ANRE nr. 54 din 19 august 2026 pentru aprobarea Regulamentului privind mecanismul de achiziționare a serviciului de sistem pentru flexibilitatea consumului dispecerizabil, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 707 din 26 august 2026, inclusiv dispozițiile privind validarea ofertelor; proiectul fusese supus consultării publice în noiembrie 2025.
[17]Regulamentul (UE) 2019/943, art. 7a, introdus prin Regulamentul (UE) 2024/1747, privind produsul de reducere a vârfului de consum (peak-shaving product).
[18]ACER, evaluarea impactului dezvoltării produselor de reducere a vârfului de consum asupra pieței energiei electrice a Uniunii în condiții normale de piață, iulie 2025, precedată de consultarea publică PC_2025_E_02 (20 martie – 17 aprilie 2025), https://www.acer.europa.eu/news/drawbacks-introducing-peak-shaving-products-under-normal-market-conditions-outweigh-potential-benefits; Europex, răspunsul la consultarea publică ACER privind produsele de reducere a vârfului de consum, 17 aprilie 2025, https://www.europex.org/wp-content/uploads/2025/05/20240417_Europex_peak-shaving-consultation.pdf.
[19]Directiva (UE) 2019/944, art. 17 alin. (3) lit. (c) și art. 19–24, privind schimbul, accesul și interoperabilitatea datelor, cu protejarea informațiilor comerciale sensibile și a datelor cu caracter personal; Regulamentul (UE) 2016/679.
[20]Regulamentul (UE) 2019/943 privind piața internă de energie electrică, astfel cum a fost modificat prin Regulamentul (UE) 2024/1747, art. 19e–19h; ACER Decision No 05/2025 din 25 iulie 2025. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/RO/TXT/?uri=CELEX:02019R0943-20240716
[21]Regulamentul (UE) 2019/943, art. 2 pct. 79, astfel cum a fost introdus prin Regulamentul (UE) 2024/1747.
SHORT BIO
Ionela Cuciureanu este absolventă a Facultății de Drept a Universității din București și a Collège Juridique Franco-Roumain d’Études Européennes, beneficiind de o formare academică solidă și de o deschidere constantă către dimensiunea europeană și comparată a dreptului. Este absolventă a studiilor doctorale în drept în cadrul Academiei de Studii Economice din București, unde și-a orientat cercetarea către teoria generală a dreptului și dinamica arhitecturii normative.
Îmbină activitatea academică cu experiența strategică în zona de politici publice și relații instituționale: activează în prezent în zona de advocacy în mediul privat, coordonând inițiative de dialog strategic și reprezentare instituțională în domenii cu impact normativ și economic.
(FOTO: Ianus și flexibilitatea rețelei electrice – Ilustrație generată cu AI; credit: NewsEnergy)
CITEȘTE ȘI:
Consumatori agregați, activați în premieră pe Piața de Echilibrare din România
