Textul de mai jos pornește de la documente oficiale și tehnice aflate în lucru la nivel european (RfG 2.0), precum și de la ghiduri naționale și rapoarte ale industriei. Calendarul și detaliile tehnice pot suferi ajustări până la publicarea regulamentului final de către Comisia Europeană; acolo unde vorbim despre termene, acestea sunt indicații din materiale publice ale instituțiilor europene și pot fi rafinate în versiunile finale.
Uniunea Europeană pregătește o schimbare de paradigmă în modul în care sursele regenerabile și bateriile se conectează la rețea. Dacă până acum invertoarele „urmau” rețeaua (grid-following), noul val de reguli – revizuirea Network Code on Requirements for Generators (NC RfG 2.0) – împinge sistemul spre invertoare grid-forming, capabile nu doar să se sincronizeze, ci să impună o referință locală de tensiune și frecvență, să furnizeze inerție sintetică, să facă black-start și să stabilizeze rețeaua în milisecunde. ENTSO-E a publicat deja rapoarte tehnice de etapă în care descrie comportamentul „de tip sursă de tensiune” al acestor echipamente și cerințele funcționale propuse pentru modulele de tip „power-park” și stocare, pe baza cărora se vor scrie documentele obligatorii.
Pentru a înțelege cui i se aplică, merită să reamintim arhitectura RfG. Codul existent împarte unitățile în categoriile A–D în funcție de putere și nivelul de tensiune, iar statele stabilesc pragurile naționale în interiorul unor limite maxime fixate la nivel de zonă sincronă. Pentru Continental Europe, limita superioară a pragului de trecere în tip B este 1 MW; de aici provine și referința publică „peste 1 MW” pentru instalațiile vizate frecvent de noile obligații – cu nuanța importantă că fiecare țară poate seta un prag mai jos în propriile reguli.
Noutatea adusă de RfG 2.0 este că operarea grid-forming devine cerință pentru modulele de tip „power-park” de la categoriile superioare (B–D) și pentru instalațiile de stocare noi, cu un calendar de implementare etapizat prin foi de parcurs naționale: regulamentul european ar urma să fie finalizat în 2026, apoi fiecare țară să-și publice roadmap-ul în doi ani, iar unitățile mari să fie conforme în până la trei ani de la intrarea în vigoare; detaliile depind de textul final al Comisiei. Acesta este, în linii mari, cadrul de timp în care dezvoltatorii trebuie să-și planifice investițiile și achizițiile.
Ce înseamnă, tehnic, „grid-forming” în versiunea europeană? În rapoartele ENTSO-E apar cerințe funcționale non-exhaustive: comportament de sursă de tensiune în limitele de capabilitate, control rapid de putere activă și reactivă pentru a amortiza oscilațiile, sprijin la variații de unghi și magnitudine a tensiunii, cu răspuns de ordinul milisecundelor. În planul standardizării naționale, Germania (prin VDE-FNN) a avansat deja un ghid tehnic pentru certificarea proprietăților GFM la convertoare, cu repere precum timp de creștere al curentului aparent ≤ 10 ms și timpi de stabilizare bine definiți – repere utile pentru industrie, dar care nu echivalează automat cu „litera legii” la nivel UE.
Aplicarea practică privește în primul rând instalațiile noi și modernizările substanțiale ale celor existente. Conceptul de „modernizare semnificativă” a fost discutat într-un grup de lucru dedicat la nivel european; concluzia este că definițiile și criteriile concrete se stabilesc la nivel național, iar când o modernizare atinge anumite praguri, pot deveni aplicabile cerințe din RfG (în întregime sau parțial). Exemple de implementare națională arată explicit că, la modificări substanțiale, anumite obligații din RfG se reactivează pentru instalația modernizată.
Pentru deținători și dezvoltatori de proiecte mari – baterii peste pragul național tip B, parcuri fotovoltaice sau eoliene noi – impactul imediat este de proiectare și certificare. Invertoarele, controlerele și protecțiile trebuie specificate din start pentru comportament GFM, iar furnizorii să poată demonstra conformitatea pe baza testelor din ghiduri și a scenariilor de modelare. Costul inițial poate crește, dar, în schimb, se deschid fluxuri noi de venituri prin servicii de sistem: inerție sintetică, amortizarea oscilațiilor, black-start – servicii pe care tot mai multe piețe europene încep să le valorifice explicit și pentru care autoritățile de rețea pregătesc cadre de achiziție. În limbajul proiectelor, aceasta înseamnă să pui în caietul de sarcini cerințe GFM, să soliciți rapoarte de test la ofertare și să-ți modelezi business case-ul cu scenarii de venit din servicii auxiliare, nu doar din MWh vânduți.
Pentru operatorii de rețea (TSO/DSO), adoptarea GFM rezolvă o problemă structurală: înlocuirea inerției rotaționale pierdute odată cu retragerea unităților sincrone. Rețelele de distribuție „slabe”, unde conectările regenerabilelor au fost până acum condiționate de limitări, pot deveni mai robuste dacă resursele conectate aduc stabilitate locală. În același timp, operatorii au de făcut muncă fină de parametrizare națională: cum arată testele, ce excepții există, ce profile de evenimente se folosesc la certificare și cum se aliniază piețele de servicii de sistem la noile capabilități GFM. ENTSO-E și EU DSO Entity au publicat deja documente-cadru pe aceste teme; ele indică direcția de mers, urmând ca fiecare țară să o traducă în norme și proceduri concrete.
Un paragraf aparte merită pragul de 1 MW și „impunitatea” micilor prosumatori. RfG fixează doar limite maxime pentru fiecare zonă sincronă și lasă statelor marja de a alege praguri mai mici. De aceea, în unele țări proiecte de câteva sute de kilowați intră deja la categoria B, în altele abia de la 1 MW. Consecința practică: prosumatorii sub pragul național rămân în regimuri mai simple, în timp ce comunitățile energetice care își propun baterii peste prag vor trebui să țină cont de GFM în arhitectură și buget.
Ca exemple concrete, un BESS de 20–50 MW gândit lângă o stație de 110 kV într-o zonă cu rețea „moale” ar putea deveni nu doar un arbitraj de energie, ci și un furnizor de inerție sintetică și amortizare a oscilațiilor, cu venituri suplimentare din piețe de servicii auxiliare. Un parc fotovoltaic de 5–10 MW conectat în medie tensiune ar putea primi condiții de racordare mai favorabile dacă demonstrează capacități GFM, evitând costuri de întărire pe rețea. În ambele cazuri, cheia rămâne certificarea – fără rapoarte de test și modele validate, discuțiile cu operatorul se blochează în faza de avizare.
Pe latura Republicii Moldova, formularea prudentă ar fi: integrarea regulilor europene din electricitate rămâne o opțiune de politică publică, aflată în evaluare și în dialog cu partenerii regionali. În măsura în care vor fi adoptate la nivel european revizuiri de tip RfG 2.0 și se va decide preluarea lor în reglementarea națională, autoritatea și operatorul de sistem vor putea stabili, prin acte locale, pragurile, calendarul de tranziție și procedurile de certificare. Până la o decizie formală, proiectele noi ar trebui să ia în calcul, la nivel de scenarii, compatibilitatea tehnologică cu cerințe de tip grid-forming, fără a considera aceste prevederi drept obligatorii.
Pe 4 noiembrie 2025, ANRE a aprobat un pachet de acte esențiale pentru integrarea sistemului electroenergetic în piața europeană; în aceeași zi, Secretariatul Comunității Energiei a anunțat finalizarea transpunerii „Electricity Integration Package”, adică setul de coduri și ghiduri necesare pentru cuplarea pieței. Aceasta creează cadrul în care viitoarele revizuiri – inclusiv RfG 2.0 – pot fi preluate relativ rapid în legislația națională. Pentru investitori, mesajul practic este că proiectele noi mari din Moldova ar trebui să aibă în vedere invertoare și control GFM încă din caietul de sarcini, anticipând transpunerea regulilor europene.
Cine câștigă și cine pierde? Operatorii de rețea câștigă stabilitate și flexibilitate într-un sistem tot mai dominat de electronica de putere. Dezvoltatorii care pariază pe tehnologie GFM devreme vor avea un avantaj competitiv la racordare și pe piețele de servicii. Furnizorii de echipamente certificabile GFM vor vedea o piață în creștere. Sub presiune vor fi proiectele la limită de buget care mizau pe invertoare strict grid-following și modernizările „intermediare” care, odată trecute de un anumit prag, declanșează cerințe noi.
În orizontul 2026–2030, proiectele mari care iau în calcul operarea de tip grid-forming încă din faza de concept tind să își reducă riscurile tehnice și de racordare. În practică, se anticipează că documentele de conformitate și scenariile de test vor deveni elemente curente în procedurile de achiziție, iar modelele financiare vor integra tot mai des venituri potențiale din servicii de sistem (inerție sintetică, amortizarea oscilațiilor, black-start). După adoptarea cadrului european, foaia de parcurs pe care o vor publica ANRE și operatorii ar urma să clarifice calendarul, parametrii locali și eventualele perioade de tranziție, oferind repere utile pentru planificarea investițiilor și pentru bancabilitate.
