Stațiile de epurare din România — de la consumator energetic la producător

Ce ne cere Europa până în 2045, unde ne aflăm astăzi și cum pot parteneriatele apă–energie să accelereze tranziția

În discuția publică despre tranziția energetică a României, sectorul apei lipsește aproape complet. Vorbim despre baterii, fotovoltaice, prețuri la gaze, capturarea pieței de către interese non-competitive — dar nu și despre faptul că serviciile de alimentare cu apă și de canalizare consumă în România, conform Raportului de analiză ANRSC 2024, aproximativ 0,89 miliarde de kWh anual — o cantitate semnificativă, care plasează sectorul printre marii consumatori industriali de electricitate ai țării. Pentru operatorii regionali majori, consumul specific mediu este de 0,43 kWh/mc pentru apă și 0,38 kWh/mc pentru apă uzată, iar pentru cei municipali mari indicatorii sunt vizibil mai buni (0,17 și respectiv 0,24 kWh/mc), arătând că eficiența energetică este, înainte de toate, o chestiune de scară, de vechime a infrastructurii și de organizare.

Noua Directivă (UE) 2024/3019 privind tratarea apelor urbane reziduale — recastul UWWTD, intrat în vigoare la 1 ianuarie 2025 — adaugă acestei ecuații o dimensiune nouă. Pentru prima dată, sectorul de apă uzată primește o obligație directă de neutralitate energetică, cu termene ferme și etape intermediare. Iar acest lucru ne așază în fața unei oportunități strategice pe care merită să o discutăm deschis.

Prin derogare, statele membre care nu ating țintele de 70% (2040) sau 100% (2045) pot achiziționa excepțional energie non-fosilă externă, însă plafonat la maximum 5 puncte procentuale din obiectiv; derogarea se acordă doar dacă statul demonstrează, până la 31 decembrie 2040, necesitatea unui procent de 35% energie externă pentru atingerea țintei finale. În plus, directiva obligă operatorii să efectueze audituri energetice la stațiile de peste 10.000 l.e. la fiecare patru ani. Termenul de transpunere în legislația națională expiră la 31 iulie 2027.

Pe lângă neutralitatea energetică, recastul introduce o serie de cerințe care cresc semnificativ consumul de energie: extinderea epurării secundare la aglomerări de peste 1.000 l.e. (până în 2035), epurare terțiară obligatorie pentru toate stațiile de peste 150.000 l.e. (până în 2039) și pentru cele de peste 10.000 l.e. (până în 2045), și epurare cuaternară pentru micropoluanți la stațiile mari (până în 2045). Cu alte cuvinte, sectorul trebuie să facă mai mult — și, simultan, să producă singur o parte din energia pe care o consumă. Două traiectorii care, gestionate corelat, se susțin reciproc EWA webinar.

Punctul de plecare: independența energetică actuală

Aici datele ANRSC 2024 sunt revelatoare. Independența energetică medie a sectorului — calculată ca raport între energia produsă din surse proprii și energia consumată — este de 6,55% pentru serviciul de apă și 5,84% pentru canalizare la nivel național. La operatorii regionali majori, indicatorii sunt 5,84% pentru apă și 12,36% pentru canalizare. La operatorii municipali mari, performanța este vizibil mai bună: 27,32% pentru apă și 38,60% pentru canalizare.

Pentru cei 11 operatori regionali care au strategii de tarifare elaborate pe baza Planului de Afaceri (PA) — cea mai recentă generație de instrumente economice de reglementare, 8 din 11 au deja puse în funcțiune sisteme de producere sau cogenerare a energiei electrice din surse alternative pentru sistemul de canalizare-epurare, sisteme care asigură între 5,87% și 60,21% din necesarul de funcționare. Pe partea de alimentare cu apă, 6 din 11 operatori au sisteme RES funcționale, cu acoperiri între 0,3% și 39,67%.

În acest context, în 2027 va trebui să transpunem o directivă care ne cere ca, până în 2030, sectorul să producă echivalentul a 20% din consumul propriu din surse regenerabile. Pentru a evalua dimensiunea: dacă raportăm ținta de 20% la consumul național actual de 0,89 miliarde kWh, vorbim despre o producție de aproximativ 180 GWh/an care trebuie generată din surse proprii — echivalentul a circa 150 MW capacitate fotovoltaică instalată, sau o exploatare consistentă a potențialului de biogaz din nămolul de epurare, sau o combinație optimizată între cele două.

Cu alte cuvinte, fundația tehnologică există. Ținta de 20% pentru 2030 nu pornește de la zero, iar exemplele de bună practică sunt deja în interiorul sectorului. Provocarea este una de scalare și de generalizare a unor practici care, astăzi, sunt rezultatul unor decizii punctuale ale unor operatori cu management activ, nu rezultatul unei politici sectoriale sistematice. Însă pentru a atinge 100%, este nevoie de mai mult decât soluțiile identificate până acum și asta vom aborda aici!

Care sunt resursele tehnice — și cum le putem folosi mai bine

Stația de epurare nu este un consumator pasiv. Are trei surse semnificative de energie pe care le poate produce singură:

Biogazul din digestia anaerobă a nămolului. Aceasta este, tehnic, cea mai eficientă cale de neutralitate energetică. Cogenerarea pe biogaz poate acoperi 25–60% din consumul propriu al unei stații mari și, în cazuri implementării mai multor investiții de eficiență energetică, poate depăși 100%, transformând stația în exportator net. Conform Raportului ANRSC, ponderea nămolului valorificată sustenabil în România este de 64% la nivel național și 61% la operatorii regionali majori, ceea ce indică un potențial substanțial de extindere a valorificării energetice — în special prin tranziția de la utilizarea în agricultură către digestia anaerobă cu cogenerare la stațiile mari.

Fotovoltaicul on-site. Stațiile de epurare ocupă suprafețe mari, cu profil de consum diurn — perfect compatibil cu producția PV. Costul unei instalații în autoconsum a scăzut sub 500–600 EUR/kWp, iar amortizarea în condițiile prețurilor industriale post-1 aprilie 2025 este sub 5 ani. Datele ANRSC confirmă deja această dinamică: în perioada planurilor de afaceri actuale, consumul specific de energie electrică pe mc de apă potabilă a scăzut cu 10,39% față de anul de referință, iar pe mc de apă uzată cu 12,82% — în condițiile în care s-au pus în funcțiune simultan stații noi de tratare și epurare care, prin natura lor, cresc consumul total.

Recuperarea de energie termică din apa uzată. Apa uzată din rețea este surprinzător de caldă și stabilă pe tot parcursul anului. Temperaturile apei uzate variază între 10–12°C iarna și 17–20°C vara, ceea ce face ca rețeaua de canalizare să ofere un nivel termic atractiv și stabil pentru încălzire și răcire prin pompe de căldură. Acest segment este astăzi puțin explorat în România și reprezintă o rezervă tehnică ce merită evaluată.

Parteneriatele apă–energie: cum transformăm resursa în investiție

Cea mai mare barieră în calea autoproducției nu este tehnologia, ci capitalul. Un operator regional cu o rată medie de suportabilitate de 2,03% — sub minimul legal de 2,5% prevăzut de reglementarea ANRSC — și cu capacitatea de îndatorare deja angajată pe cofinanțarea fondurilor europene are un spațiu investițional limitat pentru proiecte energetice noi. Aici devine relevant un model insuficient explorat în România: parteneriatul structurat între un operator de apă și o companie de energie.

Logica acestor parteneriate este complementaritatea structurală. Operatorul de apă deține ceva ce o companie de energie nu poate cumpăra ușor — o resursă regenerabilă captivă și predictibilă (nămol, suprafețe disponibile, apă caldă reziduală) și o obligație legală care îl mobilizează (ținta UWWTD). Compania de energie deține exact ce îi lipsește operatorului: capital, expertiză tehnică, acces la piețe de comercializare și apetit pentru riscul de investiție. Fiecare parte deține jumătatea pe care cealaltă nu și-o poate procura intern la cost rezonabil — și de aici se naște valoarea pe care o pot împărți. Există trei modele principale.

Modelul 1 — Biometan din nămol, injectat în rețea

Nămolul intră în digestie anaerobă, rezultă biogaz brut, care este apoi rafinat la biometan de calitatea gazului natural și injectat în rețeaua de distribuție. Pentru operator, un cost de eliminare a nămolului devine un flux de venit, acoperă o parte din ținta UWWTD și reduce expunerea la prețul electricității . Pentru compania de energie, biometanul are valoare premium peste gazul fosil — beneficiază de garanții de origine, este eligibil pentru obligațiile de amestec și contribuie la propriile ținte de decarbonare și la criteriile de taxonomie. Condiția esențială, pentru un actor din sectorul de energie, este scara: sub aproximativ 150.000 l.e., upgradarea nu se susține economic la nivel de stație individuală. Pentru un actor din sectorul de apă, trebuie ca modelul acesta de business să fie financiar mai inteligent decât a face propria investiție în cogenerare sau să-și crească producția sau să implementeze local mai multe tehnologii de economisire a energiei, ceea ce i-ar permite direcționarea combustibilului în sistemul local de încălzire sau de transport (Marselisborg).

Modelul 2 — Furnizare de energie verde și servicii (PPA / ESCO)

Compania de energie finanțează, construiește și operează capacități pe activele operatorului (fotovoltaic pe suprafețele stației, cogenerare pe biogaz), iar operatorul cumpără energia produsă printr-un contract de tip Power Purchase Agreement la preț fix pe termen lung. În varianta ESCO, investiția se rambursează din economiile de energie garantate contractual. Avantajul evident pentru operatorul de apă este că nu există investiție inițială — relevantă tocmai pentru un sector cu spațiu tarifar limitat — plus predictibilitatea prețului pe 10–15 ani, care stabilizează cea mai volatilă componentă de cost operațional. Pentru compania de energie, rezultă un flux de venit stabil, garantat de un debitor public solid, un activ bancabil și posibilitatea de a împacheta mai mulți operatori într-un portofoliu finanțabil. Fiind cel mai ușor de implementat — fără transfer de proprietate și fără modificări legislative majore — acest model reprezintă probabil cel mai realist prim pas pentru România. Dwr Cymru

Modelul 3 — Co-localizare și simbioză industrială

Acolo unde o stație de epurare și un activ energetic sunt vecine geografic, cele două procese pot schimba fluxuri reciproce: căldura reziduală a activului energetic încălzește digestorul (digestia anaerobă necesită aproximativ 37°C), apa epurată servește ca apă tehnologică sau de răcire, iar energia termică din apa uzată alimentează pompe de căldură. Modelul valorifică ce altfel s-ar pierde, dar depinde strict de proximitatea fizică a activelor, fiind mai degrabă oportunist decât sistemic (Berlin).

O altă variantă este recuperarea căldurii conținute în apa uzată, direct din colectoarele rețelei, înainte ca apa să ajungă la epurare. Pragul economic util este de regulă între 50 kW și 1 MW de capacitate termică, sub care costurile de proiectare și avizare depășesc beneficiile, iar apa uzată nu trebuie răcită sub limita operațională (uzual 5°C în rețea și minimum 12°C la intrarea în stație), pentru a nu compromite procesele biologice de epurare (KingCounty).

Pentru ca aceste parteneriate să funcționeze, patru aspecte trebuie rezolvate, de regulă pe cale contractuală și de reglementare: regimul juridic al energiei vândute de un operator public în regim in-house (în ce condiții poate comercializa surplusul și cu ce efect asupra tarifului reglementat de ANRSC); tratamentul ajutorului de stat pe activele care au beneficiat deja de fonduri europene; alocarea riscului de materie primă, dat fiind că volumul și calitatea nămolului variază; și împărțirea echilibrată a câștigului suplimentar atunci când prețul energiei crește. Clarificarea regimului juridic al energiei produse de operatorii publici este, dintre toate, pârghia cea mai importantă — și cea care, odată rezolvată, deblochează deciziile de investiție.

Trei lucruri concrete care merită făcute acum, înainte de transpunere

Pentru a atinge 20% în 2030, deciziile de investiții pentru proiectele majore de cogenerare pe biogaz trebuie luate în 2026–2027. Ciclul tipic — pregătire, proiectare, autorizare, execuție, punere în funcțiune — este de 3–4 ani. Pentru fotovoltaic on-site la stațiile regionale, ciclul este mai scurt (12–18 luni), dar este condiționat de avize ANRE, de capacitatea de racordare la rețea și de clarificarea regimului juridic al energiei produse de operatori publici în regim in-house.

Dacă reușim aceste trei elemente, sectorul poate ajunge la ținte fără traumatisme:

Primul: un audit energetic standardizat al stațiilor de peste 10.000 l.e. care să devină baza unui registru național de potențial energetic al sectorului. Avem deja, infrastructura de raportare prin exercițiile de benchmarking ale ANRSC. Trebuie doar să îl extindem cu indicatori energetici detaliați pe fiecare stație.

Al doilea: o componentă explicit dedicată autoproducției energetice în sectorul de apă uzată în arhitectura post-2027 a fondurilor europene — fie ca sub-program în Programul-cheie 1 al Fondului pentru Modernizare, fie ca alocare distinctă în viitorul PPNR (în arhitectura 2028–2034, fostele programe naționale tematice — printre care și PDD, dar și PNRR, programele operaționale separate etc. se contopesc într-un plan unic per țară, cu o componentă regională). Logica de eligibilitate trebuie să accepte explicit cogenerarea pe biogaz, fotovoltaicul on-site la stații și recuperarea termică din apa uzată, ca obiect principal de investiție, nu doar ca anexă la proiectele de conformare. Modelele de parteneriat apă-energie descrise mai sus pot fi, de altfel, integrate în această logică de finanțare, mobilizând capital privat alături de cel public.

Al treilea: clarificarea regimului juridic al energiei produse de operatorii regionali de apă. În ce condiții pot tranzacționa surplusul, cu ce implicații pentru tariful apei reglementat de ANRSC, cum se încadrează în regulile de ajutor de stat aplicabile serviciilor publice locale.

România are deja exemple de bună practică în interiorul propriului sector. Ce poate completa această fundație este o privire integrată asupra apei ca sector energetic și o coordonare instituțională care să o transforme în decizii investiționale concrete în următorii doi ani, inclusiv prin parteneriate cu sectorul energetic.

2045 pare departe doar până înțelegem că prima țintă intermediară, cea de 20%, este la mai puțin de patru ani după ce vom transpune directiva.