1 – Introducere

Comunitățile de energie și integrarea lor în piața de energie electrică

De la concept european la implementare operațională

Comunitățile de energie reprezintă unul dintre instrumentele promovate la nivel european pentru accelerarea tranziției energetice, creșterea participării consumatorilor și stimularea producției locale de energie din surse regenerabile. Acestea sunt recunoscute prin cadrul legislativ european ca entități capabile să producă, consume, stocheze și să partajeze energie, având ca obiectiv principal beneficii economice, sociale și de mediu pentru membrii lor și pentru comunitatea locală.

În România, introducerea conceptului de comunități de energie a generat o dezbatere intensă, centrată în principal pe rolul autorității de reglementare și pe nivelul de control exercitat asupra acestor entități. Din păcate, o mare parte a acestei dezbateri a fost purtată într-un registru predominant politic sau emoțional, cu accent redus pe aspectele esențiale de funcționare a sistemului energetic.

Energia electrică este un produs cu constrângeri fizice și operaționale stricte. Producția și consumul trebuie echilibrate în timp real, iar orice actor care participă la acest proces, indiferent de dimensiune sau scop, influențează stabilitatea și costurile sistemului. Din acest motiv, comunitățile de energie nu pot fi analizate exclusiv ca inițiative civice sau sociale, ci trebuie înțelese ca actori ai pieței de energie, integrați într-un mecanism complex de programare, echilibrare și decontare.

Scopul acestui articol este de a clarifica, într-o manieră tehnică și structurată:

• cum funcționează piața de energie electrică;
• care este rolul comunităților de energie în acest cadru;
• de ce integrarea lor trebuie realizată prin mecanisme de agregare și echilibrare;
• ce adaptări sunt necesare la nivel de procese, sisteme și reglementare pentru ca aceste comunități să funcționeze eficient și predictibil.

Abordarea propusă nu contestă necesitatea comunităților de energie, ci susține că succesul lor depinde de alinierea cu realitatea fizică și operațională a sistemului energetic, nu de opoziția față de aceasta.

2 - Roluri, responsabilități și mecanisme de echilibrare

Pentru a înțelege corect locul comunităților de energie, este necesară o prezentare succintă, dar riguroasă, a modului în care funcționează piața de energie electrică. Aceasta nu este o piață clasică de bunuri, ci un sistem coordonat în timp real, în care fiecare participant are obligații clare, iar neîndeplinirea acestora generează costuri imediate.

2.1. Principiul fundamental: echilibrul producție–consum

Energia electrică nu poate fi stocată în rețea. În fiecare moment, producția trebuie să fie egală cu consumul. Orice abatere de la acest echilibru afectează frecvența sistemului și necesită intervenții rapide pentru menținerea stabilității.

Din acest motiv, piața de energie este construită în jurul conceptelor de:

• programare (ce energie se anticipează că va fi produsă și consumată),
• echilibrare (corectarea diferențelor față de program),
• responsabilitate financiară pentru abaterile generate.

Acest cadru se aplică tuturor actorilor, indiferent de mărime sau formă juridică.

2.2. OPCOM – formarea prețului și angajamentele comerciale

OPCOM operează piețele centralizate de energie electrică, unde se stabilesc prețurile și volumele tranzacționate pentru diverse orizonturi de timp (piețe pentru ziua următoare, intrazilnic, contracte bilaterale).

Tranzacțiile realizate pe aceste piețe reprezintă:

• angajamente comerciale ferme;
• cantități de energie ce trebuie livrate sau consumate conform programelor rezultate.

OPCOM nu gestionează livrarea fizică a energiei, ci creează cadrul prin care actorii își asumă obligații ce vor fi ulterior integrate în sistemul de echilibrare.

2.3. Furnizorii – interfața cu consumatorii finali

Furnizorii sunt actorii care achiziționează energie din piață și o vând consumatorilor finali. Dincolo de relația contractuală cu clientul, furnizorii au responsabilități operaționale esențiale:

• prognozarea consumului portofoliului de clienți;
• transmiterea acestor prognoze către responsabilul cu echilibrarea;
• decontarea diferențelor dintre consumul prognozat și cel realizat.

Consumatorul final nu este vizibil direct în mecanismele de echilibrare; responsabilitatea este preluată de furnizor și de PRE-ul asociat.

2.4. PRE – responsabilitatea pentru dezechilibre

Responsabilul cu echilibrarea (PRE) este entitatea care preia și gestionează riscul dezechilibrelor generate de portofoliul său (furnizori, producători, agregatori).

PRE-ul:

• agregă programele tuturor participanților din portofoliu;
• gestionează diferențele dintre energie programată și realizată;
• suportă costurile dezechilibrelor conform regulilor pieței de echilibrare.

Cu cât un portofoliu este mai volatil și mai puțin predictibil, cu atât costurile de echilibrare cresc.

2.5. Operatorii de distribuție – infrastructura fizică

Operatorii de distribuție administrează rețelele de joasă și medie tensiune și sunt responsabili pentru:

• racordarea consumatorilor și producătorilor;
• măsurarea energiei;
• calitatea și siguranța alimentării.

Aceștia nu participă la tranzacțiile comerciale, dar furnizează datele de măsurare care stau la baza decontării și echilibrării.

2.6. Transelectrica – echilibrarea sistemului energetic național

Transelectrica, în calitate de operator de transport și de sistem, are rolul de a menține echilibrul producție–consum la nivel național, în timp real. Atunci când dezechilibrele nu pot fi compensate la nivelul PRE-urilor, Transelectrica activează rezerve de sistem.

Costurile acestor intervenții sunt reale și sunt ulterior redistribuite în sistem prin tarifele de echilibrare.

Relația funcțională dintre actori

Fluxul operațional standard este următorul:

• furnizorii și agregatorii transmit programe de consum și producție către PRE;
• PRE-urile agregă aceste programe și le transmit către Transelectrica;
• Transelectrica operează SEN pe baza programelor primite;
• diferențele dintre programat și realizat generează dezechilibre;
• dezechilibrele sunt decontate prin mecanismele pieței de echilibrare.

Acest lanț funcționează pe baza agregării și a responsabilității asumate, nu la nivel individual de consumator.

Piața de energie electrică este un sistem interdependent, construit pe programare, agregare și asumarea responsabilității pentru dezechilibre. Comunitățile de energie, odată integrate în SEN, nu pot funcționa în afara acestor mecanisme. Ele trebuie tratate ca actori agregați ai pieței — integrați prin furnizori, agregatori și PRE — astfel încât să contribuie la stabilitatea sistemului, nu la creșterea dezechilibrelor.

3 – Comunitățile de energie în piața de energie electrică

Două modele operaționale: compensare internă și participare activă în piață

În practică, o comunitate de energie devine relevantă abia atunci când poate fi integrată în mecanismele reale ale pieței: programare, echilibrare și decontare. Din acest motiv, discuția nu trebuie purtată doar în termeni juridici („există comunitatea”), ci în termeni operaționali („cum se comportă comunitatea în piață, ce transmite, cine răspunde pentru dezechilibre, cine preia costurile și cum se evită dublările contabile”).

Un aspect esențial este că membrii comunității își păstrează libertatea de a-și alege furnizorul. Astfel, într-o singură comunitate pot exista mai mulți furnizori, iar fiecare furnizor este legat de un responsabil cu echilibrarea (PRE) diferit. Prin urmare, comunitatea nu poate fi tratată ca un consumator simplu sau ca un producător simplu. Ea devine o structură agregată care necesită un mecanism de coordonare. Acest mecanism este asigurat printr-un mandatar (agregator sau furnizor) care operează printr-un PRE dedicat comunității (denumit în continuare PRE_CE).

În funcție de nivelul de maturitate al comunității și al mandatarului, pot exista două moduri principale de funcționare.

3.1. Comunitatea de energie ca mecanism de compensare internă

Model „pasiv”: comunitatea reduce consumul facturat și clarifică pozițiile către furnizori

În modelul pasiv, comunitatea de energie este utilizată în primul rând ca un mecanism de compensare internă: producția membrilor este folosită prioritar pentru acoperirea consumului membrilor, iar diferențele (surplus sau deficit) sunt reconciliate corect față de furnizorii fiecărui membru. Comunitatea nu „înlocuiește” furnizorii, nu preia rolul de furnizare și nu cere o piață paralelă; ea doar reduce energia care trebuie cumpărată din piață de către furnizori, cu condiția să transmită datele corect, astfel încât SEN să nu fie încărcat cu dezechilibre artificiale.

Cheia acestui model este faptul că membrii comunității pot avea furnizori diferiți. Fiecare furnizor are propriul PRE. În plus, comunitatea este operată de un mandatar (agregator/furnizor) care funcționează printr-un PRE al comunității (PRE_CE). Pentru a evita erori contabile, PRE_CE trebuie să genereze schimburi block (SB) defalcate pe furnizori, astfel încât fiecare furnizor să știe exact cât consum să elimine din facturare și/sau cât export să recunoască în portofoliul său.

Exemplu 1 – Surplus de producție în comunitate (SB EXPORT către PRE-urile furnizorilor)

Presupunem o comunitate cu doi furnizori:

• PRE_1 – Furnizor E.ON: Membrii 1, 2, 3
• PRE_2 – Furnizor Hidroelectrica: Membrii 4, 5, 6
• PRE_CE: PRE-ul comunității (mandatar/agregator)
   

Într-un interval de 15 minute, valorile măsurate sunt:

• M1 (E.ON) produce 10 kWh
• M2 (E.ON) produce 23 kWh
• M3 (E.ON) consumă 30 kWh
• M4 (Hidro) consumă 10 kWh
• M5 (Hidro) produce 100 kWh
• M6 (Hidro) produce 100 kWh

La nivel de comunitate:

• producție totală = 10 + 23 + 100 + 100 = 233 kWh
• consum total = 30 + 10 = 40 kWh
• surplus comunitar = 193 kWh

În modelul pasiv, comunitatea acoperă consumul intern, apoi surplusul trebuie recunoscut corect pe furnizori (nu lăsat „în aer”). Defalcarea pe grupuri de furnizori:

• Grup E.ON: producție 33 kWh, consum 30 kWh → +3 kWh surplus
• Grup Hidro: producție 200 kWh, consum 10 kWh → +190 kWh surplus

Prin urmare, PRE_CE transmite schimburi block de export:

• către PRE_1 (E.ON): SB_EON = +3 kWh
• către PRE_2 (Hidro): SB_HIDRO = +190 kWh

Efectul este că fiecare PRE furnizor își ajustează portofoliul corect, iar Transelectrica vede exportul real, nu producție „neprogramată” sau dezechilibre artificiale.

Exemplu 2 – Deficit de producție în comunitate (SB IMPORT după redistribuirea proporțională)

Presupunem acum că într-un alt interval de 15 minute comunitatea are consum mult mai mare decât producția:

• M1 (E.ON): produce 10 kWh, consumă 20 kWh
• M2 (E.ON): produce 23 kWh, consumă 40 kWh
• M3 (E.ON): produce 0, consumă 30 kWh
• M4 (Hidro): produce 0, consumă 50 kWh
• M5 (Hidro): produce 20 kWh, consumă 80 kWh
• M6 (Hidro): produce 10 kWh, consumă 60 kWh
   

Agregat comunitate:

• producție totală = 10 + 23 + 20 + 10 = 63 kWh
• consum total = 20 + 40 + 30 + 50 + 80 + 60 = 280 kWh
• deficit comunitar = 217 kWh

Într-o astfel de situație, producția disponibilă (63 kWh) trebuie redistribuită proporțional către consumatori, în funcție de ponderea consumului fiecăruia. Cu alte cuvinte, fiecare membru primește o parte din producția comunității proporțional cu consumul său, iar restul rămâne consum rezidual ce trebuie acoperit de furnizor.

După redistribuire proporțională, rezultă un consum rezidual total de 217 kWh, care trebuie transferat către furnizori (pe grupuri), prin SB de import. În urma agregării pe furnizori, putem obține (exemplificativ, pe baza calculelor de redistribuire):

• Grup E.ON: consum rezidual 69,75 kWh
• Grup Hidro: consum rezidual 147,25 kWh

În consecință, PRE_CE transmite schimburi block de import:

• către PRE_1 (E.ON): SB_EON = −69,75 kWh
• către PRE_2 (Hidro): SB_HIDRO = −147,25 kWh

Efectul este că furnizorii își acoperă consumul rezidual din piață, iar SEN primește poziții nete coerente. Comunitatea nu generează dezechilibre artificiale, deoarece orice consum neacoperit intern este preluat explicit de furnizori, prin PRE-urile lor.

3.2. Comunitatea de energie activă în piață

Model „avansat”: mandatarul (agregatorul) valorifică surplusul în piețele Day-Ahead și Intraday, prin PRE_CE

În modelul activ, comunitatea de energie nu se limitează la compensarea internă a consumului, ci poate deveni un actor economic relevant prin faptul că își valorifică surplusul de producție în piețele centralizate (Day-Ahead și Intraday), prin mandatarul său (agregator/furnizor) operând prin PRE-ul comunității (PRE_CE).

Diferența față de modelul pasiv nu este una de „drepturi”, ci una de capabilitate operațională. Pentru a vinde energie în piață, comunitatea trebuie să poată prognoza producția și consumul, să construiască programe ferme și să gestioneze abaterile față de program fără a transfera costuri necontrolate către SEN. Cu alte cuvinte, comunitatea activă trebuie să se comporte ca un portofoliu responsabil, nu ca o sursă de variație neasumată.

În toate cazurile, regula fundamentală rămâne aceeași: întâi se acoperă consumul intern al comunității, iar doar surplusul (dacă există) devine disponibil pentru vânzare.

3.2.1. Exemplu 1 – Vânzare Day-Ahead a surplusului comunității (programare cu o zi înainte)

Presupunem că agregatorul comunității (prin PRE_CE) face prognoza pentru ziua următoare (D+1). Comunitatea are următoarele estimări agregate:

• producție prognozată pentru ziua D+1: 1.200 kWh
• consum prognozat al membrilor: 700 kWh
• surplus prognozat disponibil pentru piață: 500 kWh

În acest scenariu, mandatarul:

1. confirmă că necesarul intern (700 kWh) este acoperit prioritar din producția comunității;
2. determină surplusul disponibil pentru comercializare: 500 kWh;
3. introduce ofertă de vânzare în piața Day-Ahead pentru 500 kWh, conform strategiei (profil orar/quarter-hour);
4. după închiderea pieței, rezultă un program ferm (acceptat) pentru livrarea acestor 500 kWh.
    

În acest punct, energia nu mai este „surplus ipotetic”. Ea devine o obligație de livrare programată a PRE_CE în piață. Din perspectiva SEN, aceasta este o energie programată, nu o injecție accidentală.

Impact față de membrii comunității și furnizorii lor:

• furnizorii membrilor rămân responsabili pentru consumul lor rezidual (dacă există);
• comunitatea își gestionează exportul prin PRE_CE;
• schimburile block către PRE-urile furnizorilor se transmit în continuare, pentru partea de compensare internă (netarea membrilor), însă surplusul destinat pieței este gestionat separat de PRE_CE.

3.2.2. Exemplu 2 – Ajustare Intraday pentru reducerea dezechilibrelor (diferență prognoză vs realizat)

Presupunem acum că, în ziua de livrare (D+1), condițiile reale diferă de prognoză (ex. iradiere solară mai mare). Producția reală a comunității ajunge la:

• producție realizată: 1.260 kWh
• consum realizat: 700 kWh (presupunem constant pentru claritate)
• surplus realizat: 560 kWh

Dar în Day-Ahead, comunitatea a programat vânzare de 500 kWh. Rezultă o diferență de:

• excedent față de program: +60 kWh

Fără corecție, acest excedent de 60 kWh ar intra ca abatere și ar putea genera costuri de echilibrare (în funcție de regulile pieței). În modelul activ, agregatorul folosește piața Intraday pentru a corecta poziția:

• introduce ofertă suplimentară în Intraday pentru 60 kWh;
• dacă oferta este acceptată, comunitatea își aliniază poziția la realizat;
• abaterea se reduce sau se elimină.

Concluzie: Intraday este instrumentul prin care comunitatea activă își minimizează dezechilibrele și costurile asociate, înainte ca acestea să ajungă în piața de echilibrare.

3.2.3. Exemplu 3 – Caz negativ: producție mai mică decât programul Day-Ahead (necesar de cumpărare / reducere poziție)

Presupunem scenariul invers: vremea este nefavorabilă și producția realizată scade:

• producție realizată: 1.100 kWh
• consum realizat: 700 kWh
• surplus realizat: 400 kWh

Dar comunitatea a vândut Day-Ahead 500 kWh. Rezultă un deficit față de program de:

• lipsă livrare: −100 kWh

În acest caz, comunitatea (prin agregator) are două opțiuni operaționale corecte:

1. cumpără 100 kWh în Intraday pentru a-și acoperi obligația de livrare; sau
2. închide parțial poziția prin mecanismul permis de piață (în funcție de regulile aplicabile).

Dacă nu face corecția, cei 100 kWh rămân abatere și intră în mecanismul de echilibrare, generând costuri.

Acesta este motivul pentru care comunitățile active au nevoie de:

• prognoză bună;
• capacitate de tranzacționare Intraday;
• automatizări și procese digitale.

3.2.4. Relația cu furnizorii membrilor și schimburile block în modelul activ

Modelul activ nu anulează mecanismul SB descris în modelul pasiv. Dimpotrivă, devine și mai important, deoarece există două componente simultane:

1. componenta internă (compensare între membri)
    – tratată prin SB-uri către PRE-urile furnizorilor, defalcate pe grupuri de membri ai fiecărui furnizor;
2. componenta externă (surplus comercializat în piață)
    – gestionată de PRE_CE direct în Day-Ahead/Intraday.

Pe scurt:

• energia folosită pentru compensarea internă este reflectată în SB-uri către PRE-urile furnizorilor;
• energia rămasă ca surplus, după compensare, este programată și vândută de PRE_CE.

Astfel, furnizorii nu sunt „scoși din ecuație”, ci primesc poziții nete corecte pentru membrii lor, iar comunitatea își valorifică surplusul fără să polueze SEN cu abateri contabile.

O comunitate de energie activă în piață este un model perfect realizabil, dar condiționat de disciplină operațională: prognoză, programare și ajustare. Avantajul major este că surplusul comunității nu este doar injectat pasiv, ci este transformat în energie tranzacționată transparent, cu venituri și cu impact pozitiv asupra eficienței sistemului.

În același timp, integrarea rămâne dependentă de reconcilierea corectă a pozițiilor prin schimburi block către PRE-urile furnizorilor, astfel încât SEN să primească doar programe coerente și poziții nete curate.

4 – Programare, prognoză și echilibrare

De ce „notele de program” și reconcilierea înainte de SEN sunt obligatorii

Dacă Secțiunea 3 explică cine sunt actorii și ce schimburi block trebuie să circule între PRE-uri, această secțiune explică de ce sistemul are nevoie de programare și cum se evită costurile de dezechilibru atunci când apar comunități de energie (pasive sau active).

Energia electrică se livrează și se consumă în timp real, însă piața funcționează pe baza unor angajamente asumate în avans: fiecare portofoliu (prin PRE) trebuie să comunice către operatorul de sistem un profil așteptat al injecțiilor și retragerilor de energie. Acest profil este „programul” sau „nota de program”. Când realizatul diferă de program, diferența devine dezechilibru și se decontează conform regulilor pieței de echilibrare.

În cazul comunităților de energie, riscul major nu este existența prosumatorilor, ci faptul că, fără un mecanism riguros de programare și reconciliere, variațiile locale ajung să fie tratate ca abateri neasumate la nivel de SEN. Cu cât comunitățile sunt mai numeroase și mai volatile (mai ales cu fotovoltaic), cu atât această problemă devine structurală.

4.1. Ce este prognoza comunității și de ce trebuie făcută pe intervale scurte

O comunitate de energie agregă consumatori și producători. Prin urmare, prognoza trebuie să acopere două componente:

1. prognoza de producție (de regulă dependentă de meteo, la PV/eolian)
2. prognoza de consum (dependentă de comportament, temperatură, zi/sărbătoare etc.)

Într-un sistem modern, prognoza relevantă operațional este cea pe intervale de decontare (ex. 15 minute), deoarece:

• schimburile energetice reale se înregistrează și se decontează pe intervale;
• deviațiile apar în intervale scurte (nu „în medie pe lună”);
• ajustările remindediale (Intraday / echilibrare) au sens doar dacă există granularitate.

Din perspectivă practică, prognoza comunității nu trebuie să fie „perfectă”. Ea trebuie să fie suficient de bună încât:

• să permită programare rezonabilă către OTS;
• să permită corecții Intraday înainte de echilibrare;
• să reducă deviațiile sistematice.

4.2. Notele de program: cine le trimite și în ce lanț ajung la Transelectrica

Lanțul corect (în termeni funcționali) este:

• Membri → măsurare (OD) → agregare (mandatar) → PRE_CE
• PRE_CE generează programe / poziții și le integrează în portofoliu
• PRE (inclusiv PRE_CE) transmite programele agregate către OTS
• OTS operează SEN pe baza programelor și activează rezerve pentru abateri

Într-o comunitate pasivă, nota de program a PRE_CE reflectă în principal:

• profilul agregat al injecțiilor și retragerilor comunității (după compensarea internă),
• plus schimburile block trimise către PRE-urile furnizorilor (care ajustează portofoliile acestora).

Într-o comunitate activă, nota de program a PRE_CE include suplimentar:

• pozițiile comerciale din Day-Ahead și Intraday (vânzare/cumpărare),
• ajustările făcute pentru a reduce abaterea față de realizat.

Important: schimburile block nu sunt „detalii administrative”, ci exact mecanismul care face ca programele furnizorilor să rămână corecte după ce o parte din consum a fost acoperită din comunitate sau după ce o parte din surplus a fost alocată/vândută.

4.3. Ce se întâmplă dacă schimburile block și programele nu sunt corect reconciliate

Dacă PRE_CE nu transmite SB-urile către PRE-urile furnizorilor (sau dacă acestea nu sunt integrate corect), apar trei efecte tipice:

1. Consum dublu contabilizat
    Furnizorul continuă să programeze și să factureze un consum care, în realitate, a fost parțial acoperit din producția comunității.
2. Producție „neprogramată”
    Injecția comunității apare în sistem fără să fie reflectată coerent în programe, deci intră ca abatere.
3. Dezechilibru artificial în SEN
    OTS este forțat să compenseze prin rezerve ceea ce, de fapt, este o inconsistență de date și reconciliere, nu o lipsă fizică de energie.

Aceste dezechilibre artificiale cresc costurile de echilibrare și penalizează actorii care, în realitate, au funcționat corect fizic, dar au comunicat incomplet sau nealiniat.

4.4. Exemplu numeric: abatere simplă și corecție Intraday (comunitate activă)

Presupunem că PRE_CE a vândut Day-Ahead un surplus de 500 kWh pentru ziua D+1, pe un interval agregat relevant.

În ziua D+1, realizatul indică:

• producție mai mare cu +60 kWh față de prognoză (surplus real 560 kWh)

Dacă PRE_CE nu face nimic, cei +60 kWh devin abatere și intră în echilibrare.

Dacă PRE_CE este activ și are capabilitate Intraday, face:

• tranzacție Intraday de vânzare pentru 60 kWh, astfel încât programul se aliniază la realizat.

Rezultatul este reducerea dezechilibrului la aproape zero (în limitele sistemului), ceea ce:

• scade costul de echilibrare;
• reduce necesitatea activării rezervelor;
• crește stabilitatea.

Aceeași logică funcționează invers (când producția e sub program): PRE_CE cumpără în Intraday sau reduce poziția, înainte de echilibrare.

4.5. Necesitatea actualizării mecanismelor OTS pentru schimburi automate (inclusiv DAMAS)

Pe măsură ce comunitățile de energie devin numeroase, managementul manual al schimburilor block și al reconcilierilor devine nesustenabil. De aceea, la nivel de sistem este necesară o evoluție către:

• preluarea automată a schimburilor block între PRE-uri;
• integrarea lor în fluxurile standard de programare și reconciliere;
• validare și trasabilitate (audit) a schimburilor.

În absența unei astfel de automatizări, crește probabilitatea ca:

• un SB să fie transmis târziu sau incomplet;
• un furnizor să nu-și ajusteze programul la timp;
• abaterea să ajungă în SEN ca dezechilibru.

Prin urmare, nu este suficientă o reglementare „de registru” pentru comunități; este necesară și o reglementare de integrare operațională în lanțul programare–echilibrare.

Comunitățile de energie devin sustenabile și scalabile numai dacă sunt integrate în mecanismele de programare și echilibrare, printr-un lanț coerent de prognoză, note de program și schimburi block transmise la timp. O comunitate care nu poate produce aceste elemente nu este „mai liberă”, ci doar transferă costuri și instabilitate către SEN.

5 – Protocoale digitale și reguli minime de interoperabilitate

De ce mecanismul SB „în oglindă” blochează agregarea și flexibilitatea și ce trebuie schimbat în DAMAS

Integrarea comunităților de energie și a resurselor distribuite (DER) nu se oprește la definirea actorilor și la calculul corect al netării. În practică, principalul blocaj apare în punctul în care aceste poziții trebuie să devină acceptate operațional în sistemele OTS. Aici intervine o problemă critică: mecanismul curent de acceptare a schimburilor block (SB) este construit pe premisa că un SB este valid doar dacă este declarat „în oglindă” de ambele părți implicate.

Cu alte cuvinte, Transelectrica nu acceptă, în mod efectiv, un SB transmis unilateral de un PRE, ci îl tratează ca valid numai dacă:

• PRE-ul care „trimite” declară SB-ul cu un semn, și
• PRE-ul „destinatar” declară același SB cu semn opus,
  iar cele două declarații se potrivesc perfect (volum, interval, identificatori).
   

Această regulă poate părea rezonabilă într-un sistem cu puțini actori și fluxuri rare. Într-o piață cu agregatori, comunități energetice și flexibilitate distribuită, ea devine un mecanism de blocaj structural.

5.1. Problema: SB-ul devine dependent de acordul celeilalte părți

În modelul comunităților de energie și al flexibilității, PRE-ul comunității (PRE_CE) sau PRE-ul agregatorului trebuie să poată transmite SB-uri către PRE-urile furnizorilor, astfel încât:

• consumul să fie eliminat corect din portofoliile furnizorilor,
• producția să fie atribuită corect,
• SEN să nu vadă dezechilibre artificiale.

Însă, dacă un SB este acceptat doar în condiția „declarației în oglindă”, atunci PRE-ul furnizorului are, în practică, un drept de veto operațional: dacă nu declară SB-ul (sau îl declară diferit), SB-ul nu este acceptat în sistem.

Aceasta înseamnă că agregatorul, deși teoretic este un actor independent, devine obstrucționat indirect de furnizor, prin PRE-ul furnizorului. Independența agregării devine formală, nu reală.

5.2. Efectul direct: flexibilitatea și agregarea DER nu pot funcționa la scară

Serviciile de flexibilitate presupun reacție rapidă, granularitate și posibilitatea ca un agregator să opereze peste un portofoliu cu membri care pot avea furnizori diferiți. Dacă fiecare acțiune a agregatorului (sau fiecare SB) necesită confirmare simetrică din partea PRE-urilor furnizorilor, atunci:

• procesul nu mai este automatizabil;
• timpii de reacție devin incompatibili cu flexibilitatea reală;
• apar întârzieri și litigii administrative;
• se produce o „înghețare” a inovării: tehnic se poate, operațional nu se acceptă.

Consecința este profundă: nu doar comunitățile de energie sunt afectate, ci întreaga direcție de integrare a resurselor distribuite (DER) în SEN.

5.3. De ce acest mecanism generează problemele actuale de implementare

Aceasta este, în esență, problema structurală care explică de ce multe inițiative de „distributed resources” se lovesc de realitate: nu de lipsa tehnologiei, ci de lipsa unui mecanism de acceptare operațională care să funcționeze într-un sistem multi-actor.

Atunci când OTS condiționează acceptarea unui SB de „semnătură dublă” (în oglindă), sistemul operează ca un mecanism de blocare, nu ca un mecanism de piață. În piață, un PRE ar trebui să fie tratat ca un actor responsabil și conform, nu ca un participant care poate bloca unilateral tranzacții operaționale doar prin inacțiune.

5.4. Propunerea de principiu: acceptare automată a SB-ului „presupus valid” și reconciliere ulterioară

Pentru ca agregarea și flexibilitatea să funcționeze, DAMAS (și fluxurile operaționale asociate) trebuie să fie actualizate astfel încât:

1. SB-urile să poată fi acceptate automat la nivel de sistem chiar dacă nu există încă declarația în oglindă;
2. SB-ul să fie considerat „valid provizoriu” pe baza responsabilității PRE-ului care îl transmite;
3. orice contestare să se facă ulterior, într-o etapă de reconciliere, pe bază de date.

Acesta este un model de tip „trust-first, verify-later” (în sens operațional), similar ca filozofie cu mecanismele de consistență și reconciliere din sisteme distribuite: fluxurile nu sunt blocate la intrare doar pentru că lipsește confirmarea celeilalte părți, ci sunt procesate, urmând ca disputele să fie rezolvate ulterior pe baza probelor.

5.5. Propunere concretă de mecanism DAMAS: acceptare + fereastră de opoziție + reconciliere

Un model realist, compatibil cu piețele moderne, ar putea funcționa astfel:

• Faza 1: Depunere SB de către PRE inițiator (PRE_CE / agregator)
   SB este preluat automat de sistemul OTS și înregistrat cu un identificator unic.
• Faza 2: Aplicare provizorie în programe / poziții
   SB este utilizat în calculul pozițiilor nete, astfel încât SEN să nu fie încărcat cu dezechilibre artificiale.
• Faza 3: Fereastră de opoziție pentru PRE-ul „destinatar”
   PRE-ul destinatar poate:
• accepta explicit (ideal), sau
• contesta motivat (pe baza unei dovezi: date de măsurare, inconsistență, eroare de identificare etc.).
• Faza 4: Reconciliere și decontare
   Dacă există contestare validă, se intră într-un proces de reconciliere. În acest proces:
• se recalculează pozițiile și dezechilibrele reale,
• se aplică corecțiile și decontările aferente.

Important: contestarea trebuie să fie „cu dovezi”, nu „prin inacțiune”. Inacțiunea nu trebuie să blocheze piața!!!

5.6. Beneficiul major: eliminarea dreptului de veto indirect și deschiderea pieței de flexibilitate

Prin acest update, agregatorul încetează să fie dependent de furnizor. Furnizorul rămâne actor relevant, dar nu mai poate bloca implicit funcționarea mecanismelor de flexibilitate doar pentru că nu declară „în oglindă”.

Acesta este pasul fără de care:

• flexibilitatea distribuită nu poate fi implementată la scară;
• comunitățile de energie nu pot funcționa stabil în piață;
• optimizarea rețelei rămâne teorie.

Problema majoră nu este existența comunităților de energie, ci arhitectura actuală de acceptare a SB-urilor, construită pe „dublă confirmare” obligatorie. Într-un sistem modern, această regulă blochează agregarea și flexibilitatea, deoarece conferă unui PRE terț un drept de veto implicit asupra operațiunilor agregatorului.

Actualizarea DAMAS trebuie să permită acceptarea automată a SB-urilor transmise de un PRE, cu posibilitatea contestării ulterioare motivate și reconcilierea pe bază de date. Fără această schimbare, integrarea resurselor distribuite în SEN va rămâne structural limitată, iar piața de flexibilitate nu va putea funcționa efectiv.

6 – Recomandări concrete de reglementare și implementare

Un cadru realist pentru comunități, agregare și flexibilitate, fără blocaje operaționale

După clarificarea modelelor de funcționare, a nevoii de programare și echilibrare și a blocajelor de interoperabilitate, devine posibilă formularea unor recomandări concrete. Obiectivul acestei secțiuni nu este să creeze birocrație, ci să definească reguli minime, verificabile și automatizabile, care permit comunităților de energie să funcționeze corect în piață și să contribuie la optimizarea rețelei.

6.1. Recomandări pentru ANRE – reglementare orientată pe funcționare, nu doar pe registru

ANRE ar trebui să definească explicit regulile operaționale minime care fac posibilă integrarea comunităților fără dezechilibre artificiale. Concret, este necesară:

• definirea rolului mandatarului (agregator/furnizor) și a responsabilităților sale operaționale;
• recunoașterea PRE-ului comunității (PRE_CE) ca orchestrator al compensării interne și al SB-urilor către PRE-urile furnizorilor;
• definirea unei reguli implicite de redistribuire în deficit (proporțional cu consumul pe interval), auditabilă și automatizabilă;
• impunerea SB-urilor defalcate pe furnizor, nu doar agregat „pe comunitate”;
• separarea explicită între SB operațional (prevenție) și SB de reconciliere (post-factum, inclusiv în fereastra acceptată de OTS).

6.2. Recomandări pentru Transelectrica (OTS) – modernizarea DAMAS și eliminarea „dreptului de veto” indirect

Este necesară actualizarea DAMAS astfel încât acceptarea SB-urilor să nu depindă rigid de confirmarea „în oglindă” din partea ambelor PRE-uri. Recomandarea este:

• acceptare automată (provizorie) a SB-urilor inițiate de un PRE, cu trasabilitate și identificator unic;
• fereastră formală de opoziție, în care contestarea trebuie să fie motivată și susținută de date;
• reconciliere ulterioară, inclusiv recalcul de dezechilibru acolo unde se dovedește neconformitatea.

Această schimbare este condiția practică pentru agregare independentă și pentru servicii de flexibilitate funcționale la scară.

6.3. Recomandări pentru OD – măsurare granulară și acces digital standardizat

OD trebuie să asigure măsurare disponibilă la rezoluția intervalului de decontare și acces digital standardizat către actorii autorizați, cu identificatori unici și trasabilitate. Fără aceasta, reconcilierea devine arbitrară și contestabilă.

6.4. Recomandări pentru furnizori și PRE-uri – integrare digitală și obligația de cooperare operațională

Furnizorii și PRE-urile trebuie să aibă obligația de integrare digitală a SB-urilor primite (Ack/Nack și management de erori), precum și obligația de a nu obstrucționa funcționarea agregării prin inacțiune, mai ales într-un model în care DAMAS acceptă SB provizoriu.

6.5. Recomandări pentru agregatori (PRE_CE) – disciplină operațională și transparență

Agregatorii trebuie să demonstreze:

• calcul corect și reproducibil al compensării interne pe fiecare interval;
• generare SB defalcată pe furnizor, transmisă digital și auditabil;
• pentru modelul activ: prognoză, tranzacționare Intraday și reducerea abaterilor față de program;
• transparență către membri privind metodologia și rezultatele.

6.6. Implementare etapizată

Se recomandă introducerea graduală:

• Faza 1: comunități pasive – compensare internă + SB defalcat + format standard;
• Faza 2: comunități active – Day-Ahead/Intraday + prognoză + reducere dezechilibre;
• Faza 3: flexibilitate distribuită – acceptare SB provizorie în DAMAS + reconciliere ulterioară.

Concluzie

Comunitățile de energie nu sunt un „hack” împotriva pieței și nici o excepție de la regulile SEN. Ele pot funcționa corect și pot aduce beneficii reale – facturi mai mici, investiții locale, autonomie parțială și, pe termen mediu, flexibilitate distribuită – doar dacă sunt integrate disciplinat în mecanismele existente de programare, echilibrare și decontare.

Disputa publică devine inutilă când ignoră realitatea tehnică: energia nu se poate „partaja” doar prin declarații și registre. În spatele fiecărui kWh există măsurare, programare, responsabilitate de echilibrare și costuri reale dacă datele nu sunt reconciliate. De aceea, comunitățile nu pot fi lăsate să opereze într-o zonă nereglementată, dar nici sufocate prin birocrație care nu rezolvă nimic. Soluția realistă este una singură: reguli minime, digitale, auditabile, care permit interoperabilitatea între toți actorii.

Punctul critic pentru viitor nu este doar comunitatea, ci agregarea și flexibilitatea. Dacă schimburile block rămân condiționate de confirmarea „în oglindă” din partea ambelor PRE-uri, agregatorul rămâne blocat indirect de furnizor, iar flexibilitatea distribuită devine imposibilă la scară. De aceea, modernizarea DAMAS și a regulilor de acceptare a SB-urilor – cu acceptare automată și reconciliere ulterioară pe bază de date – este una dintre cheile reale pentru eficientizarea rețelei și pentru integrarea DER în România.

În final, comunitățile de energie pot deveni o soluție „win-win” doar dacă fiecare actor își asumă rolul corect:

• comunitatea și mandatarul calculează și comunică transparent;
• furnizorii și PRE-urile integrează digital și nu obstrucționează;
• OD furnizează măsurare granulară și acces standardizat la date;
• OTS operează pe baza unor mecanisme moderne de acceptare și reconciliere;
• ANRE reglementează funcționarea, nu doar existența.

Asta nu e politică. Este inginerie de sistem și arhitectură de piață. Dacă o facem corect, comunitățile de energie nu vor fi un conflict, ci un accelerator al modernizării energetice.