Hotărâre nr. 652 din 08.10.2025

GUVERNUL REPUBLICII MOLDOVA

H O T Ă R Â R E

cu privire la aprobarea Programului de transformare digitală a

domeniului energetic al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030

nr. 652  din  08.10.2025

 (în vigoare 17.10.2025) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 532-535 art. 695 din 17.10.2025

* * *

În temeiul art.6 lit.h) din Legea nr.136/2017 cu privire la Guvern (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2017, nr.252, art.412), cu modificările ulterioare, precum şi pentru realizarea obiectivelor prevăzute în Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova pentru anii 2023-2030, aprobată prin Hotărârea Guvernului nr.650/2023 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2023, nr.383-386, art.900), Guvernul

HOTĂRĂŞTE:

1. Se aprobă Programul de transformare digitală a domeniului energetic al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030 (se anexează).

2. Autorităţile şi instituţiile responsabile, conform Planului de acţiuni al Programului de transformare digitală a domeniului energetic al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030:

2.1. asigură realizarea măsurilor incluse în Planul de acţiuni al Programului de transformare digitală a domeniului energetic al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030;

2.2. prezintă Ministerului Energiei, anual, până la data de 5 februarie a anului în curs, pentru anul precedent, rapoarte privind implementarea Planului de acţiuni al Programului de transformare digitală a domeniului energetic al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030, precum şi, la solicitare, alte rapoarte privind implementarea acestuia.

3. Ministerul Energiei prezintă Guvernului, anual, până la data de 25 februarie, raportul de progres generalizat privind implementarea Programului menţionat.

4. Finanţarea acţiunilor prevăzute în Programul nominalizat se efectuează din contul şi în limitele alocaţiilor aprobate în acest scop în bugetele autorităţilor/instituţiilor implicate, precum şi din alte surse, conform legislaţiei.

5. Implementarea Programului numit se supune evaluării finale, efectuate în termen de 12 luni de la expirarea perioadei de implementare, în conformitate cu prevederile acestuia şi cu legislaţia cu privire la planificarea strategică.

6. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina Ministerului Energiei.

7. Prezenta hotărâre intră în vigoare la expirarea termenului de o lună de la data publicării în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.

Aprobat

prin Hotărârea Guvernului nr.652/2025

PROGRAM

de transformare digitală a domeniului energetic

al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030

LISTA DE ABREVIERI ŞI ACRONIME

Capitolul I

INTRODUCERE

1. Transformarea digitală a domeniului energetic reprezintă o prioritate strategică esenţială pentru Republica Moldova în contextul integrării europene şi al provocărilor legate de securitatea energetică, de eficienţa operaţională şi de rezilienţa infrastructurilor critice. Programul de transformare digitală a domeniului energetic al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030 (în continuare – Program) este fundamentat în baza unei viziuni holistice asupra dezvoltării durabile promovate de Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”, aprobată prin Legea nr.315/2022, care plasează inovaţia, digitalizarea şi tranziţia verde în centrul procesului de transformare a societăţii moldoveneşti şi stabileşte acţiunile necesare pentru realizarea obiectivelor strategice, creând astfel un cadru favorabil pentru digitalizarea accelerată a domeniului energetic.

2. Prezentul Program a fost elaborat cu respectarea principiilor fundamentale de dezvoltare a politicilor publice, conform punctului 5 din Regulamentul cu privire planificarea strategică, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.386/2020:

2.1. respectarea drepturilor omului şi libertăţilor fundamentale – asigurând accesul echitabil la serviciile energetice digitalizate pentru toţi cetăţenii;

2.2. asigurarea incluziunii sociale şi egalităţii de gen – cu măsuri specifice pentru gospodăriile vulnerabile şi promovarea participării femeilor în domeniul digital-energetic;

2.3. asigurarea durabilităţii şi sustenabilităţii – prin soluţii digitale care contribuie la tranziţia verde şi la eficienţa energetică;

2.4. asigurarea transparenţei, publicităţii, trasabilităţii şi accesibilităţii – prin consultări publice ample şi publicarea tuturor documentelor relevante;

2.5. asigurarea integrităţii şi prevenirii corupţiei – prin digitalizarea proceselor şi prin reducerea factorului uman în tranzacţii;

2.6. asigurarea securităţii şi siguranţei – prin măsuri robuste de securitate cibernetică pentru infrastructura critică.

3. Necesitatea elaborării prezentului Program derivă din mai mulţi factori conjuncturali, care evidenţiază urgenţa unei intervenţii coordonate şi integrate în digitalizarea domeniului energetic:

3.1. Imperativul digitalizării pentru securitatea energetică naţională şi dezvoltarea durabilă: în conformitate cu Obiectivul specific 9.3 al Strategiei naţionale de dezvoltare “Moldova Europeană 2030” privind “Sporirea securităţii în funcţionarea infrastructurilor şi a sistemelor critice”, Ministerul Energiei urmăreşte să reducă riscurile asociate aprovizionării cu resurse energetice prin diversificarea surselor şi rutelor de import, în special pentru gaze naturale, şi prin consolidarea capacităţii tehnice a reţelelor energetice. În acest context, digitalizarea devine instrumentul-cheie pentru monitorizarea în timp real a infrastructurii, optimizarea fluxurilor energetice şi asigurarea unui răspuns rapid şi eficient în situaţii de criză. De asemenea, aceasta contribuie la gestionarea mai bună a cererii şi la integrarea surselor regenerabile într-un sistem flexibil şi predictibil, susţinând astfel Obiectivul specific 10.4 privind “Tranziţia activă spre economia verde şi circulară”;

3.2. Vulnerabilitatea crescută la ameninţări cibernetice şi necesitatea integrării tehnologiilor în guvernanţă: creşterea semnificativă a numărului de atacuri cibernetice asupra infrastructurii digitale evidenţiază rolul esenţial al securităţii cibernetice în protejarea intereselor naţionale ale Republicii Moldova. Sistemul energetic, ca parte a infrastructurii critice, necesită măsuri urgente şi coordonate de protecţie, inclusiv sisteme avansate de detecţie, răspuns şi rezilienţă operaţională, în linie cu Obiectivul specific 7.3 “Integrarea ştiinţei, a tehnologiilor şi a datelor în procesul de guvernanţă” din Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”;

3.3. Alinierea la standardele şi la cerinţele europene în domeniul digitalizării energetice: Legea nr.48/2023 privind securitatea cibernetică, armonizată cu Directiva NIS2, intrată în vigoare la 1 ianuarie 2025, stabileşte cerinţe stricte privind rezilienţa cibernetică a operatorilor de infrastructură critică. Totodată, Planul de acţiune al UE privind digitalizarea sistemului energetic (COM(2022) 552 final^[1]) şi documentul de lucru însoţitor (SWD(2022) 341 final^[2]) stabilesc cadrul european pentru transformarea digitală a domeniului energetic, evidenţiind următoarele necesităţi: dezvoltarea reţelelor inteligente şi integrarea contoarelor inteligente; crearea unui spaţiu comun european de date energetice; consolidarea securităţii cibernetice a sistemelor energetice; promovarea investiţiilor în infrastructura digitală energetică. Furnizorii de servicii esenţiale din domeniul energetic sunt obligaţi să implementeze măsuri de guvernanţă, evaluare a riscurilor şi notificare a incidentelor, în conformitate cu standardele europene. Prezentul Program oferă cadrul de acţiune pentru valorificarea acestor orientări europene şi adaptarea lor la specificul Republicii Moldova.

_________________________

^[1] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52022DC0552&qid=1666369684560

^[2] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A52022SC0341&qid=1666594675656

3.4. Oportunităţi de modernizare prin tehnologii inteligente şi dezvoltarea antreprenoriatului inovator: în spiritul Obiectivului specific 1.2 “Dezvoltarea oportunităţilor pentru inovaţii şi antreprenoriat” al Strategiei naţionale de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”, programul-pilot de contorizare inteligentă, lansat de Ministerul Energiei în 2023 în parteneriat cu PNUD Moldova, contribuie la o infrastructură energetică rezilientă, eficienţă operaţională sporită, reducerea dependenţei energetice şi alinierea la standardele europene. Extinderea acestor iniţiative necesită o abordare programatică structurată care să stimuleze şi ecosistemul de inovare în domeniul energetic.

4. Prezentul Program reprezintă instrumentul sectorial de punere în aplicare a Obiectivului general nr.3 din Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova pentru anii 2023-2030, aprobată prin Hotărârea Guvernului nr.650/2023 (în continuare – Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova), care vizează “Crearea unei economii digitale inovatoare şi reziliente”, precum şi a mai multe obiective strategice din Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”:

4.1. Obiectivul general 1 – prin dezvoltarea oportunităţilor pentru inovaţii şi antreprenoriat în domeniul energetic digital;

4.2. Obiectivul general 3 – prin formarea competenţelor digitale necesare în domeniul energetic;

4.3. Obiectivul general 7 – prin integrarea tehnologiilor şi datelor în guvernanţa domeniului energetic;

4.4. Obiectivul general 9 – prin sporirea securităţii infrastructurii energetice critice;

4.5. Obiectivul general 10 – prin susţinerea tranziţiei spre economia verde prin digitalizare.

5. În mod specific, prezentul Program detaliază şi operaţionalizează direcţia prioritară nr.11 a Obiectivului general nr.3 din Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova: Transformarea reţelei electrice naţionale în reţea inteligentă şi implementarea contoarelor inteligente (“smart-metering”), pentru a optimiza comportamentul cetăţenilor în sensul îmbunătăţirii eficienţei energetice în gospodăriile casnice.

6. Totodată, prezentul Program susţine implementarea următoarelor direcţii prioritare ale Obiectivului general nr.3 din Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova:

6.1. Direcţia 1: Transformarea digitală a întreprinderilor – prin digitalizarea operatorilor din domeniul energetic;

6.2. Direcţia 4: Stimularea pieţei serviciilor de plăţi electronice – prin facilitarea plăţilor digitale pentru serviciile energetice;

6.3. Direcţia 6: Promovarea cooperării în domeniul cercetării şi dezvoltării – prin parteneriate pentru inovaţii în domeniul energetic.

7. Prezentul Program este aliniat cu alte documente de politici publice, precum şi cu bunele practici şi orientările europene în domeniul digitalizării sistemului energetic, după cum urmează:

7.1. Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”: Programul contribuie direct la realizarea Obiectivului 2 din strategie, axat pe infrastructură rezilientă, energie curată şi accesibilă şi servicii publice moderne, prin integrarea componentelor digitale în infrastructura energetică, precum şi la implementarea următoarelor direcţii de politici şi intervenţii prioritare din domeniul “Securitate şi eficienţă energetică, energie din surse regenerabile” (secţiunea 5.15):

7.1.1. facilitarea creării centrelor regionale ecoenergetice prin utilizarea tehnologiilor digitale pentru monitorizarea şi gestionarea resurselor energetice regenerabile la nivel local;

7.1.2. asigurarea condiţiilor tehnice digitale necesare pentru instalarea şi integrarea a circa 410 MW capacităţi noi de generare din surse regenerabile;

7.1.3. digitalizarea proceselor de implementare a măsurilor de eficienţă energetică şi monitorizarea impactului acestora;

7.1.4. crearea infrastructurii digitale necesare pentru gestionarea interconectărilor energetice cu România şi operarea depozitelor comune de gaze naturale;

7.1.5. dezvoltarea sistemelor digitale de gestionare a stocării energiei în concordanţă cu noile capacităţi de generare;

7.1.6. implementarea soluţiilor digitale pentru monitorizarea şi optimizarea producţiei de biogaz şi biocombustibili;

7.1.7. susţinerea antreprenoriatului ecologic prin platforme digitale şi soluţii tehnologice inovatoare.

7.2. Programul de activitate al Guvernului: Programul este aliniat cu acţiunea nr.338 din Programul de activitate al Guvernului care prevede elaborarea şi adoptarea Strategiei energetice a Republicii Moldova 2050, integrând digitalizarea ca element-cheie pentru modernizarea domeniului.

7.3. Strategia securităţii naţionale a Republicii Moldova, aprobată prin Hotărârea Parlamentului nr.391/2023: Strategia identifică domeniul energetic drept o vulnerabilitate a securităţii statului şi reglementează securitatea şi rezilienţa energetică drept o direcţie prioritară de acţiune. Printre măsurile prevăzute pentru atingerea acestui obiectiv sunt:

7.3.1. armonizarea legislaţiei naţionale cu normele europene în domeniul energetic;

7.3.2. consolidarea securităţii energetice prin creşterea capacităţii de interconectare cu statele UE în sistemul energetic european;

7.3.3. modernizarea şi extinderea capacităţilor de producţie a energiei termice şi electrice, inclusiv din surse regenerabile;

7.3.4. dezvoltarea şi implementarea unor proceduri de gestionare a crizelor energetice;

7.3.5. implementarea programelor de eficientizare a consumului de energie, de educaţie şi de conştientizare în domeniul eficienţei energetice;

7.3.6. dezvoltarea şi consolidarea parteneriatelor energetice cu statele membre ale UE şi cu cele ale Comunităţii Energetice.

7.4. Planul naţional integrat privind energia şi clima pentru perioada 2025-2030, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.86/2025: Planul recunoaşte digitalizarea şi dezvoltarea reţelelor inteligente ca instrumente esenţiale pentru atingerea ţintelor de eficienţă energetică şi integrarea surselor regenerabile.

7.5. Bunele practici şi orientările europene în domeniul digitalizării sistemului energetic, care pun accent pe următoarele direcţii principale:

7.5.1. accelerarea implementării reţelelor inteligente şi a flexibilităţii sistemului energetic;

7.5.2. crearea unui spaţiu comun de date proprii domeniului energetic pentru facilitarea inovării şi a serviciilor noi;

7.5.3. consolidarea lanţului de aprovizionare pentru tehnologiile digitale energetice;

7.5.4. îmbunătăţirea competenţelor digitale în domeniu energetic;

7.5.5. mobilizarea investiţiilor pentru infrastructura digitală energetică.

8. Prezentul Program este racordat şi la angajamentele internaţionale relevante după cum urmează:

8.1. Acordul de Asociere UE-Moldova, capitolul 14, prevede cooperarea în domeniul energetic, inclusiv modernizarea infrastructurii energetice şi alinierea la acquis-ul comunitar în domeniu, cu accent pe implementarea soluţiilor digitale promovate la nivel european;

8.2. Tratatul Comunităţii Energetice, la care Republica Moldova este parte şi prin care s-a angajat să implementeze acquis-ul energetic european, inclusiv în ceea ce priveşte digitalizarea sistemelor energetice, securitatea aprovizionării şi integrarea în pieţele energetice regionale digitalizate;

8.3. Acordul ENTSO-E privind condiţiile de interconectare cu ENTSO-E, semnat în 2017, prevede cerinţe specifice privind digitalizarea şi modernizarea sistemului electroenergetic pentru asigurarea interoperabilităţii cu sistemul energetic european;

8.4. Iniţiativa CESEC la care Moldova a aderat în octombrie 2015, privind conectarea reţelelor în Europa Centrală şi de Sud-Est, care a fost extinsă în 2017 şi la sectoarele eficienţei energetice şi energiei regenerabile, care promovează digitalizarea infrastructurii energetice ca element esenţial al integrării regionale.

9. Prezentul Program demonstrează că digitalizarea domeniului energetic nu este un proces izolat, ci parte integrantă a unei tranziţii sistemice, care implică economia, societatea şi mediul, astfel fiind asigurate sinergii importante cu:

9.1. politicile de dezvoltare economică şi inovare: în conformitate cu Obiectivul specific 1.2 din Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”, Programul stimulează dezvoltarea oportunităţilor pentru inovaţii şi antreprenoriat în domeniul energetic. Programul de transformare digitală a IMM-urilor, implementat cu sprijinul Programul Naţiunilor Unite pentru Dezvoltare (în continuare – PNUD), a oferit granturi în valoare totală de 68,62 milioane de lei pentru 259 de companii, demonstrând potenţialul digitalizării pentru inovare şi competitivitate în toate sectoarele, inclusiv în cel energetic;

9.2. politicile educaţionale şi de formare a competenţelor: aliniindu-se la Obiectivul specific 3.2 “Formarea unor competenţe transformatoare în sistemul educaţional”, prezentul Program include componente de dezvoltare a competenţelor digitale specifice domeniului energetic, pregătind forţa de muncă pentru economia digitală a viitorului;

9.3. politicile de incluziune socială: PNUD Moldova sprijină integrarea femeilor în sectorul TIC, unde 31% dintre locurile de muncă sunt ocupate de femei care câştigă cu 33% mai puţin decât bărbaţii. Programul promovează reducerea disparităţilor prin acţiuni de alfabetizare digitală incluzivă şi sprijinirea participării echitabile în ecosistemul digital energetic;

9.4. politicile de mediu şi schimbările climatice: susţinând Obiectivul specific 10.4 privind “Tranziţia activă spre economia verde şi circulară”, electrificarea domeniului energetic este strâns legată de digitalizare, prin reţele inteligente, management al cererii şi integrarea SER. Programul contribuie la implementarea strategiilor climatice, asigurând coerenţă între tranziţia verde şi transformarea digitală.

10. Prezentul Program este conceput pentru perioada 2026-2030, reprezentând un orizont de timp mediu de cinci ani, care permite:

10.1. alinierea cu perioada de implementare a Strategiei naţionale de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”;

10.2. corelarea cu termenele de implementare a angajamentelor internaţionale asumate (de exemplu, ENTSO-E, acquis UE) şi cu obiectivele Planului de acţiune al UE pentru digitalizarea energetică;

10.3. flexibilitatea în adaptarea la evoluţia tehnologică rapidă şi la cerinţele în continuă schimbare ale tranziţiei energetice;

10.4. posibilitatea unei evaluări intermediare şi ajustării bazate pe rezultate şi lecţii învăţate, precum şi evoluţia contextului naţional şi internaţional.

11. Elaborarea prezentului Program presupune o abordare participativă şi incluzivă, în spiritul Obiectivului general 7 “Asigurarea unei guvernări eficiente, incluzive şi transparente” al Strategiei naţionale de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”, precum şi în conformitate cu principiul “a nu lăsa pe nimeni în urmă” (Leave No One Behind – LNOB), promovat de Agenda 2030 pentru Dezvoltare Durabilă, implicând multiple şedinţe plenare şi reuniuni tehnice pe parcursul perioadei de elaborare, cu participarea următoarelor părţi interesate:

11.1. autorităţile şi instituţiile publice:

11.1.1. Ministerul Energiei – coordonator principal;

11.1.2. Ministerul Dezvoltării Economice şi Digitalizării;

11.1.3. Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică;

11.1.4. Agenţia pentru Securitate Cibernetică, înfiinţată în 2024, cu misiunea de a consolida rezilienţa cibernetică naţională în conformitate cu cerinţele europene;

11.2. operatorii din domeniul energetic:

11.2.1. Întreprinderea de Stat “Î.S. “Moldelectrica” (în continuare – Î.S. “Moldelectrica”) – operatorul sistemului de transport;

11.2.2. Întreprinderea cu Capital Străin “Premier Energy Distribution” SA, Societatea pe Acţiuni “RED-Nord” şi SA “FEE-Nord” – operatori de distribuţie şi furnizare;

11.2.3. Societatea pe Acţiuni “Termoelectrica”, SA “CET-Nord” şi alţi producători de energie;

11.2.4. reprezentanţi ai producătorilor de energie din surse regenerabile şi ai prosumatorilor;

11.3. partenerii de dezvoltare:

11.3.1. PNUD – a sprijinit proiectul-pilot de contorizare inteligentă;

11.3.2. Guvernul Italiei, prin cofinanţare cu PNUD, susţine extinderea programului de implementare a contoarelor inteligente;

11.3.3. Comisia Europeană şi alte instituţii europene care susţin alinierea la standardele UE în domeniul digitalizării energetice;

11.4. sectorul privat şi societatea civilă:

11.4.1. reprezentanţii companiilor de tehnologie şi inovare;

11.4.2. asociaţiile profesionale din domeniul energetic şi TIC;

11.4.3. organizaţiile societăţii civile active în domeniile energiei, mediului şi digitalizării;

11.4.4. instituţiile academice şi de cercetare cu experienţă în domeniu.

12. Pe parcursul perioadei de elaborare, Programul a fost supus consultărilor publice pe diverse platforme de dialog, astfel ca rezultat al acestui proces participativ amplu a fost elaborat un program care reflectă nevoile şi aspiraţiile tuturor părţilor interesate, asigurând legitimitatea şi sustenabilitatea transformării digitale a domeniului energetic al Republicii Moldova:

12.1. consultări publice cu operatorii din domeniul energetic (iunie 2025);

12.2. prezentarea conceptului Programului reprezentanţilor operatorilor de transport, sistem, furnizare şi distribuţie, ANRE şi altor instituţii de stat;

12.3. transmisiunea live pe platforma www.privesc.eu^[3], asigurând transparenţa maximă;

12.4. consultarea a peste 45 de participanţi din domeniul energetic;

12.5. publicarea informaţiei relevante pe site-ul web oficial al Ministerului Energiei: https://energie.gov.md/ro/content/ministerul-energiei-prezentat-conceptul-programului-de-transformare-digitala-sectorului;

12.6. consultări cu sectorul privat prin Consiliul Economic pe lângă
Prim-ministru (iulie 2025):

12.6.1. dialog structurat cu reprezentanţii sectorului privat privind oportunităţile şi provocările digitalizării;

12.6.2. colectarea propunerilor pentru stimularea investiţiilor private în infrastructura digitală energetică;

12.6.3. 30+ companii participante din sectoarele IT, energie şi servicii conexe;

12.6.4. publicarea informaţiei relevante pe site-ul web oficial al Ministerului Energiei: https://energie.gov.md/ro/content/conceptul-programului-de-transformare-digitala-sectorului-energetic-pentru-anii-2025-2030;

12.7. platforma guvernamentală online de consultare (august 2025) – proiectul Programului a fost publicat pe portalul dedicat www.particip.gov.md^[4] pentru consultări publice şi colectarea propunerilor.

____________________________

^[3] https://privesc.eu/arhiva/109155/Consultari-publice-privind-prezentarea-conceptului-Programului-de-implementare-a-transformarii-digitale-in-sectorul-energetic-al-Republicii-Moldova-pe

^[4] https://particip.gov.md/ro/document/stages/proiectul-hotararii-de-guvern-cu-privire-la-aprobarea-programului-de-transformare-digitala-a-domeniului-energetic-al-republicii-moldova-pentru-anii-2026-2030/14987

Capitolul II

ANALIZA SITUAŢIEI CURENTE

Secţiunea 1

Descrierea problemelor din domeniul

transformării digitale a domeniului energetic

13. Domeniul energetic din Republica Moldova se confruntă cu o infrastructură digitală insuficient dezvoltată şi vulnerabilă, fragmentată şi învechită, care limitează capacitatea de modernizare, interoperabilitate şi rezilienţă operaţională.

14. În contextul Planului de acţiune al UE pentru digitalizarea sistemului energetic (COM(2022) 552), care evidenţiază necesitatea unei infrastructuri digitale robuste şi interoperabile pentru tranziţia energetică, următoarele probleme au fost identificate în domeniul energetic moldovenesc: sisteme IT şi OT neintegrate şi depăşite tehnologic, generând costuri ridicate şi timpi mari de intervenţie; lipsa interoperabilităţii între platformele digitale ale operatorilor şi sistemele instituţiilor de reglementare; absenţa unui sistem unificat de monitorizare şi control al reţelelor energetice; infrastructură de comunicaţii insuficientă pentru susţinerea reţelelor inteligente şi a serviciilor digitale către consumatori.

15. Conform ultimelor sondaje, 80,7% dintre gospodării au asigurat accesul la internet, iar mai puţin de 17% dintre IMM-uri au integrat cu succes tehnologii digitale în activitatea lor, ceea ce reflectă decalajul digital major în economia naţională, inclusiv în domeniul energetic. Această situaţie afectează în mod disproporţionat grupurile vulnerabile, care nu pot beneficia de avantajele digitalizării energetice. Nivelul redus de digitalizare a proceselor operaţionale se manifestă prin predominanţa proceselor manuale sau semiautomatizate, care limitează capacitatea de optimizare şi eficientizare a consumului energetic. Lipsa sistemelor de contorizare inteligentă la scară largă, cu doar 35 000 de contoare inteligente instalate parţial din programul-pilot iniţiat în 2023, privează consumatorii de posibilitatea monitorizării şi gestionării consumului propriu. Această situaţie generează monitorizare ineficientă a consumului şi a pierderilor în reţea, cu impact direct asupra tarifelor, şi limitează capacitatea de integrare a surselor regenerabile de energie.

16. De la începutul războiului din Ucraina, numărul atacurilor cibernetice asupra infrastructurii digitale a crescut cu circa 30%. Sistemele energetice, ca parte a infrastructurii critice naţionale, reprezintă o ţintă prioritară pentru atacatorii cibernetici. În perioada decembrie 2023-mai 2024 au fost raportate şi analizate circa 200 de incidente cibernetice, inclusiv atacuri coordonate asupra sistemelor electorale şi a infrastructurii critice. Vulnerabilitatea este amplificată de lipsa unui cadru normativ specific pentru securitatea cibernetică în domeniul energetic, aliniat cu cerinţele Directivei NIS2, şi de capacităţile limitate de răspuns la incidente cibernetice.

17. Domeniul energetic se confruntă cu o lipsă acută de personal calificat în domeniul tehnologiilor digitale şi securităţii cibernetice. Deficitul de competenţe digitale este agravat de absenţa programelor de formare specializate pentru profesioniştii din domeniul energetic, migrarea specialiştilor IT către sectoare mai bine remunerate, colaborarea insuficientă între instituţiile de învăţământ şi operatorii energetici, precum şi de barierele de gen şi vârstă în accesul la formare digitală, cu doar 31% reprezentare feminină în sectorul TIC.

Secţiunea a 2-a

Cauzele problemelor identificate

18. Investiţiile insuficiente în modernizarea infrastructurii şi subfinanţarea cronică a domeniului energetic au condus la amânarea sistematică a proiectelor de modernizare tehnologică şi la utilizarea prelungită a echipamentelor depăşite moral şi fizic. Lipsa resurselor pentru implementarea soluţiilor digitale moderne, atât din surse publice, cât şi din cele private, este agravată de absenţa unui cadru de stimulare şi de prioritizarea slabă în bugetele multianuale. Această situaţie a dus la neglijarea nevoilor specifice ale zonelor rurale şi ale comunităţilor izolate în planificarea investiţiilor digitale.

19. Deşi Legea nr.48/2023 privind securitatea cibernetică, elaborată cu sprijinul Uniunii Europene şi intrată în vigoare de la 1 ianuarie 2025, reprezintă un pas important, domeniul energetic încă nu dispune de un cadru normativ şi de reglementare completă. Lipsesc standarde tehnice specifice pentru digitalizarea domeniului energetic, aliniate cu acquis-ul european, cerinţe clare de securitate cibernetică pentru operatorii energetici conform Codului de reţea UE, mecanisme de stimulare a investiţiilor în tehnologii digitale, precum şi prevederi specifice pentru asigurarea accesibilităţii serviciilor digitale pentru persoanele cu dizabilităţi şi vârstnici.

20. Lipsa unei coordonări centralizate şi fragmentarea eforturilor de digitalizare au condus la implementări izolate şi incompatibile între diferiţi operatori, duplicarea eforturilor şi risipa de resurse. Absenţa unei viziuni integrate pentru transformarea digitală sectorială care să includă dimensiunea incluziunii sociale a rezultat în neglijarea consultării grupurilor vulnerabile în procesul de planificare a digitalizării.

Secţiunea a 3-a

Consecinţele în cazul neintervenţiei

21. În lipsa unor măsuri urgente de digitalizare şi securizare, domeniul energetic rămâne expus unor riscuri semnificative care afectează securitatea energetică naţională, rezilienţa operaţională şi capacitatea de răspuns la crize. Acestea includ întreruperi majore în furnizarea energiei cauzate de atacuri cibernetice sau defecţiuni tehnice nedetectate la timp, cu impact sever asupra gospodăriilor dependente de echipamente medicale, persoanelor cu dizabilităţi şi vârstnicilor. Dependenţa crescută de importuri va continua din cauza lipsei de optimizare digitală a fluxurilor de producţie locală şi distribuţie. Consumul mediu lunar de 368 milioane kWh generează pierderi economice care se reflectă în tarife mai mari pentru toţi consumatorii, în lipsa unui sistem digital de gestionare şi optimizare, adâncind inegalităţile energetice între urban şi rural.

22. Consecinţele economice şi sociale directe generate de lipsa digitalizării în domeniul energetic includ creşterea costurilor operaţionale cu 20-30% din cauza ineficienţelor, imposibilitatea atragerii investiţiilor în proiecte energetice moderne, blocarea dezvoltării sectoarelor economice dependente de energie fiabilă şi accesibilă, perpetuarea sărăciei energetice pentru 25% dintre gospodării şi excluderea permanentă a comunităţilor rurale de la beneficiile tranziţiei energetice.

23. Impactul asupra coeziunii sociale şi dezvoltării durabile este major, sectorul rezidenţial fiind responsabil pentru 50,2% din consumul final de energie. Lipsa digitalizării va duce la creşterea facturilor la energie cu 15-20% pentru gospodăriile care nu pot optimiza consumul, acces limitat la servicii energetice moderne, adâncirea inegalităţilor sociale prin excluderea de la beneficiile digitalizării, imposibilitatea îndeplinirii angajamentelor climatice şi potenţiale tensiuni sociale din cauza distribuţiei inechitabile a costurilor tranziţiei energetice.

Secţiunea a 4-a

Impactul asupra principalelor grupuri vulnerabile

24. În spiritul angajamentelor asumate prin Agenda 2030 şi prin Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”, precum şi în conformitate cu principiile europene de echitate în tranziţia energetică, prezentul Program integrează principiul “Nimeni să nu fie lăsat în urmă” (LNOB), asigurând că digitalizarea aduce beneficii tuturor categoriilor sociale, inclusiv celor mai vulnerabile.

25. Gospodăriile cu venituri reduse, reprezentând circa 64,4% dintre gospodării care se încălzesc cu sobe şi lemne de foc, sunt expuse unor riscuri majore în lipsa digitalizării (a se vedea tabelul 1). Acestea suportă costuri energetice disproporţionate (15-25% din veniturile lunare), fără posibilitatea optimizării consumului prin tehnologii inteligente. Sunt excluse de la beneficiile tarifelor diferenţiate şi ale serviciilor personalizate care necesită infrastructură digitală şi nu pot participa la scheme de flexibilitate şi răspuns la cerere care ar putea reduce costurile.

Tabelul 1

Date dezagregate privind gospodăriile vulnerabile

26. IMM-urile, reprezentând 98% din totalul întreprinderilor şi angajând peste 60% din forţa de muncă, sunt afectate disproporţionat de lipsa digitalizării prin costuri energetice ridicate care afectează competitivitatea, vulnerabilitate la fluctuaţiile de preţ şi dificultăţi în adaptarea la cerinţele privind eficienţa energetică. Microîntreprinderile (1-9 angajaţi) sunt cele mai afectate, cu 83% neavând acces la soluţii de management energetic. Întreprinderile conduse de femei au un acces cu 40% mai redus la finanţare pentru digitalizare, iar
IMM-urile din sectorul rural sunt limitate de conectivitatea precară.

27. Comunităţile rurale şi zonele izolate se confruntă cu disparităţi geografice severe, având acces limitat la reţele de distribuţie modernizate şi la internet de mare viteză (doar 53% acoperire broadband în rural). Acestea sunt lipsite de alternative energetice moderne şi sunt excluse de la utilizarea aplicaţiilor de monitorizare şi optimizare a consumului. Din totalul localităţilor rurale, 78% nu au acces la reţele de gaz natural, iar timpul mediu de remediere a defecţiunilor este de 12 ore comparativ cu trei ore în urban.

28. Dimensiunea de gen în accesul la beneficiile digitalizării energetice este evidentă prin faptul că doar 31% dintre locurile de muncă în sectorul TIC sunt ocupate de femei, care câştigă în medie cu 33% mai puţin decât bărbaţii. În domeniul energetic, participarea femeilor la procesele decizionale privind digitalizarea este sub 20% în poziţii de conducere. Gospodăriile monoparentale conduse de femei sunt afectate disproporţionat, 32% dintre acestea fiind în sărăcie energetică.

29. Persoanele cu dizabilităţi şi vârstnicii reprezintă 38% din populaţie (15% cu dizabilităţi şi 23% peste 60 de ani) şi riscă să fie excluse de la beneficiile transformării digitale dacă interfeţele şi procesele nu sunt accesibile. Lipsa interfeţelor accesibile pentru aplicaţiile de management energetic şi costurile suplimentare pentru adaptarea tehnologiilor la nevoile specifice creează bariere semnificative în adoptarea soluţiilor digitale.

30. Pentru a preveni excluderea digitală, prezentul Program integrează măsuri comprehensive de incluziune: design universal pentru toate aplicaţiile şi interfeţele digitale, programe de alfabetizare digitală adaptate vârstei şi capacităţilor, servicii de asistenţă telefonică şi fizică în centrele comunitare, parteneriate cu organizaţii reprezentative pentru testarea soluţiilor, colectarea de date dezagregate şi monitorizarea anuală a gradului de incluziune digitală prin indicatori dedicaţi.

Secţiunea a 5-a

Date statistice şi dovezi cantitative

31. Infrastructura energetică actuală se caracterizează prin consum mediu lunar de 368 milioane kWh, cu o contribuţie internă de doar 21,8%, reflectând o dependenţă ridicată de importuri. Variaţiile sezoniere (320-340 milioane kWh vara, 400-440 milioane kWh iarna) afectează disproporţionat gospodăriile vulnerabile în sezonul rece (tabelul 2). Capacitatea de producţie locală este limitată, cu doar 12% din energie provenind din surse regenerabile locale.

Tabelul 2

Structura consumului energetic pe categorii

32. Impactul economic al ineficienţelor energetice este ilustrat de volatilitatea extremă a pieţei, cu SA “Energocom” raportând pierderi de
127 de milioane de lei în 2023, urmate de un profit de 858,1 milioane de lei în 2024. Pierderile în reţele, estimate la 15-20% din energia distribuită, generează costuri suplimentare de circa 300 milioane de lei anual, suportate de consumatori. Costul sărăciei energetice se estimează la 1,2 miliarde de lei anual în costuri sociale şi de sănătate.

33. Progresul în digitalizarea domeniului energetic rămâne limitat. Din cele 259 de companii sprijinite prin Programul de digitalizare a IMM-urilor cu granturi totale de 68,62 milioane de lei, doar o proporţie redusă a vizat domeniul energetic. Investiţiile cumulate totale de 118,61 milioane de lei în proiecte de digitalizare la nivel naţional sunt insuficiente pentru nevoile reale ale sectorului, cu 78% concentrate în municipiile Chişinău şi Bălţi. Din necesarul estimat de circa 1,5 milioane de contoare inteligente, doar 35 000 au fost instalate parţial.

Secţiunea a 6-a

Beneficiarii Programului

34. Identificarea şi prezentarea beneficiarilor prezentului Program a fost realizează atât prin delimitarea beneficiarilor direcţi, cât şi a beneficiarilor indirecţi, în funcţie de natura relaţiei acestora cu măsurile propuse şi de modul concret în care vor fi resimţite efectele implementării.

35. Pentru a asigura o înţelegere clară şi diferenţiată, fiecare categorie de beneficiari este structurată pe baza unor criterii de dezagregare relevante, care reflectă caracteristicile sociale, economice şi instituţionale ale grupurilor vizate.

36. În cazul beneficiarilor direcţi, identificarea lor s-a efectuat în funcţie de următoarele criterii de dezagregare:

36.1. mediul de reşedinţă (urban/rural) – consumatori casnici;

36.2. gradul de vulnerabilitate energetică – consumatori casnici vulnerabili;

36.3. tipul de activitate (transport, distribuţie, producţie) – operatori energetici;

36.4. dimensiunea întreprinderii (micro, mici, mijlocii) – întreprinderi mici şi mijlocii;

36.5. nivelul administrativ (central/local) – instituţii publice;

36.6. tipul de utilizator (rezidenţial, comercial, industrial) – prosumatori actuali şi potenţiali.

37. Identificarea beneficiarilor indirecţi are la bază următoarele criterii de dezagregare:

37.1. impactul macroeconomic asupra economiei naţionale – întregul sector economic;

37.2. potenţialul de dezvoltare sectorială – companii din sectorul IT&C;

37.3. integrarea în programe educaţionale şi de formare profesională – instituţii de învăţământ superior şi colegii;

37.4. rolul în participarea civică şi monitorizare – organizaţii ale societăţii civile;

37.5. dimensiunea intergeneraţională a beneficiilor – generaţiile viitoare.

38. Această abordare permite nu doar delimitarea clară a grupurilor-ţintă, ci şi evidenţierea modului în care transformarea digitală a domeniului energetic se răsfrânge asupra diverselor paliere ale societăţii şi ale economiei, asigurând o fundamentare solidă a impactului preconizat.

39. Pentru o imagine sintetică şi uşor de parcurs, categoriile de beneficiari ai prezentului Program, împreună cu criteriile de dezagregare aferente, sunt redate în mod sistematic în tabelele 3 şi 4. Această structurare permite corelarea directă a fiecărui criteriu cu grupurile-ţintă identificate, evidenţiind atât diversitatea beneficiarilor direcţi, cât şi amploarea impactului asupra beneficiarilor indirecţi.

40. Beneficiarii direcţi ai prezentului Program includ:

Tabelul 3

Beneficiari direcţi ai Programului

41. Beneficiarii indirecţi ai prezentului Program includ:

Tabelul 4

Beneficiari indirecţi ai Programului

Capitolul III

OBIECTIVE GENERALE

Secţiunea 1

Prezentarea obiectivelor generale

42. Obiectivele generale ale prezentului Program sunt corelate cu cele din Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova şi Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030” şi sunt aliniate cu Planul de acţiune al UE pentru digitalizarea sistemului energetic (COM(2022) 552 final), fiind adaptate specificului domeniului energetic pentru perioada 2026-2030, în conformitate cu priorităţile naţionale de digitalizare, tranziţie verde şi securitate cibernetică.

Obiectivul general 1. Dezvoltarea infrastructurii digitale inteligente şi interoperabile în domeniul energetic până în anul 2030

43. Acest obiectiv transpune la nivel sectorial Obiectivul general 3 din Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova şi priorităţile UE privind reţelele inteligente, vizând transformarea domeniului energetic într-un model de eficienţă şi inovaţie digitală pentru economia naţională, asigurând, totodată, incluziunea tuturor categoriilor de consumatori.

44. Raţiune de intervenţie: Infrastructura energetică actuală a Republicii Moldova operează cu tehnologii depăşite care generează pierderi de circa 18% şi costuri operaţionale excesive. Lipsa sistemelor digitale integrate împiedică monitorizarea în timp real, optimizarea fluxurilor energetice şi integrarea eficientă a surselor regenerabile. Fără o infrastructură digitală modernă, domeniul energetic nu poate răspunde provocărilor securităţii energetice, nu poate oferi servicii de calitate consumatorilor şi nu poate contribui la obiectivele climatice naţionale. Digitalizarea infrastructurii este fundamentul necesar pentru toate celelalte transformări ale domeniului.

Obiectivul general 2. Fortificarea capacităţilor de securitate cibernetică în domeniul energetic până în anul 2030

45. Acest obiectiv, derivat din cerinţele Legii nr.48/2023 privind securitatea cibernetică, ale Directivei NIS2 şi ale Codului de reţea UE privind securitatea cibernetică, precum şi din obiectivele naţionale de securitate informaţională, are ca scop protejarea infrastructurilor esenţiale şi a obiectivelor de infrastructură critică din domeniul energetic împotriva ameninţărilor cibernetice aflate în creştere.

46. Raţiune de intervenţie: Conflictul regional şi tensiunile geopolitice au evidenţiat vulnerabilitatea extremă a infrastructurii energetice la atacuri cibernetice, cu o creştere de 30% a incidentelor din anul 2022. Digitalizarea accelerată, deşi necesară, măreşte suprafaţa de atac şi complexitatea ameninţărilor. Fără un sistem robust de securitate cibernetică, întreaga transformare digitală devine un risc major pentru securitatea naţională. Experienţa internaţională arată că atacurile asupra sistemelor energetice pot paraliza economia şi societatea, făcând imperativă construirea unei rezilienţe cibernetice comparabile cu standardele NATO şi UE.

Obiectivul general 3. Accelerarea tranziţiei către energie verde şi decarbonizare prin soluţii digitale incluzive până în anul 2030

47. Aliniat cu angajamentele naţionale de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră cu 70% până în 2030 faţă de 1990, cu obiectivele Planului naţional integrat privind energia şi clima şi cu Pactul Verde European, acest obiectiv utilizează digitalizarea ca instrument catalizator pentru integrarea surselor regenerabile, optimizarea consumului energetic şi asigurarea accesului echitabil la energie curată.

48. Raţiune de intervenţie: Tranziţia energetică către surse regenerabile şi neutralitate climatică este imposibilă fără digitalizare, deoarece variabilitatea producţiei din surse regenerabile necesită sisteme inteligente de predicţie, balansare şi stocare. Republica Moldova are potenţial pentru 600 MW surse regenerabile, dar poate integra eficient doar 150 MW cu sistemele actuale. Digitalizarea permite gestionarea complexităţii crescute a sistemului energetic, optimizarea consumului prin mecanisme de reacţie la cerere şi crearea de noi modele de afaceri precum prosumatorii şi comunităţile energetice. Fără soluţii digitale incluzive, tranziţia energetică va aprofunda inegalităţile sociale în loc să creeze oportunităţi pentru toţi.

Secţiunea a 2-a

Indicatori pentru obiectivele generale

49. Indicatorii de impact măsoară efectele transformatoare pe termen mediu şi lung ale prezentului Program, demonstrând contribuţia directă la realizarea viziunii strategice naţionale şi europene. Matricea indicatorilor de impact pentru fiecare dintre obiectivele generale este reflectată în tabelul 5.

Tabelul 5

Indicatori de impact pentru obiectivele generale

Capitolul IV

OBIECTIVE SPECIFICE

Secţiunea 1

Obiective specifice pentru dezvoltarea infrastructurii digitale

inteligente şi interoperabile în domeniul energetic până în anul 2030

(Obiectivul general 1)

Obiectivul specific 1.1. Modernizarea digitală şi integrarea, până în 2028, a cel puţin 80% din infrastructura critică energetică într-un sistem unificat de monitorizare.

50. Raţiune de intervenţie: Fragmentarea actuală a sistemelor IT şi OT în domeniul energetic generează ineficienţe majore, cu zeci de sisteme disparate care nu comunică între ele, rezultând în timpi de răspuns de 8-12 ore la incidente şi în imposibilitatea optimizării la nivel de sistem. Modernizarea digitală integrată va permite monitorizarea în timp real a întregii infrastructuri critice, reducerea timpului de răspuns sub o oră şi optimizarea fluxurilor energetice, cu economii estimate de 150 de milioane de lei anual. Fără această modernizare coordonată, pierderile vor continua să crească, iar integrarea cu sistemele europene va fi imposibilă. Acest obiectiv specific abordează problema fragmentării sistemelor IT/OT şi asigură interoperabilitatea în conformitate cu standardele europene, fără a dubla acţiunile deja prevăzute în Programul de implementare pe anii 2025-2027 şi în Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova.

51. Implementarea registrelor naţionale şi a platformelor naţionale de management al energiei sunt instrumente digitale critice pentru guvernanţa modernă şi care vor sprijini procesul de digitalizare, eficienţă şi transparenţă în gestionarea resurselor energetice şi a consumului la nivel naţional. Acestea vor contribui direct la creşterea eficienţei energetice, a securităţii cibernetice, şi a transparenţei în gestionarea resurselor energetice. În plus, aceste soluţii sunt indispensabile pentru implementarea reţelelor inteligente avansate şi pentru integrarea sistemelor digitale de management al energiei, toate acestea fiind obiective centrale ale prezentului Program.

52. Registrul naţional al locurilor de consum (în continuare – RNLC) reprezintă o bază de date centralizată care înregistrează toate locurile de consum energetic din Republica Moldova, fie comerciale, fie industriale sau rezidenţiale. Fiecare loc de consum urmează să fie identificat printr-un cod alfanumeric (sau numeric) unic (similar ca IDNP – pentru identificarea persoanei fizice/IDNO – pentru identificarea persoanei juridice) şi asociat cu cel puţin următoarele: date despre consumator, date geospaţiale (pentru o localizare precisă), identificator cadastral şi alte informaţii relevante care vor fi reglementate de către Guvern. RNLC va facilita monitorizarea consumului pe bază de identificatori unici, schimbările de furnizor, transparenţa în facturare şi gestionare a energiei, codul RNLC urmează să fie reutilizat de către toţi furnizorii de servicii energetice ca identificator unic al consumatorilor. Beneficii de implementare:

52.1. consumatorii şi furnizorii vor avea acces la informaţii clare şi actualizate despre locurile de consum, contribuind la corectitudinea şi claritatea facturării astfel fiind asigurată transparenţa;

52.2. RNLC va permite o gestionare mai uşoară a schimbărilor de furnizor, simplificând procedurile administrative şi reducând timpul de tranziţie;

52.3. autorităţile şi furnizorii vor putea monitoriza în timp real consumul de energie la nivel de loc de consum, optimizând astfel gestionarea fluxurilor energetice şi identificând zonele cu pierderi;

52.4. informaţiile din RNLC vor fi standardizate şi accesibile prin intermediul platformei guvernamentale de interoperabilitate (MConnect) pentru toţi actorii din piaţa energetică, facilitând interoperabilitatea între sistemele diferiţilor furnizori şi operatori.

53. Platforma naţională de management energetic. Platforma naţională de management energetic (în continuare – PNME) va fi o soluţie digitală integratoare, care va colecta şi va gestiona datele consolidate privind importul, producerea şi consumul energetic din întreaga ţară. Aceasta va oferi o sinteză analitică (sub formă tabelară şi grafică) pe bază de algoritmi de tip Machine Learning şi Inteligenţă Artificială (ML/AI) a diverselor tipuri de resurse energetice utilizate, precum energie electrică, gaze naturale, energie termică şi altele. Platforma va permite analiza şi raportarea consumului totalizat pe diverse intervale de timp (lunare, anuale) şi la diferite niveluri geografice (naţional, regional, local). Beneficiile implementării PNME sunt următoarele:

53.1. centralizarea datelor provenite din diverse surse, prin mecanisme de interoperabilitate securizate, oferind o imagine completă asupra importului, producerii şi consumului energetic la nivel naţional, regional şi local, ceea ce va sprijini deciziile informate şi optimizarea resurselor;

53.2. generarea de rapoarte statistice detaliate privind consumul energetic, care va permite autorităţilor să identifice tendinţele şi să îmbunătăţească planificarea pe termen lung;

53.3. monitorizarea în timp real a utilizării resurselor, care va permite identificarea oportunităţilor de eficientizare a consumului şi de reducere a pierderilor;

53.4. includerea măsurilor avansate de securitate cibernetică pentru a proteja informaţiile sensibile şi restricţionate, ţinând cont de integrarea resurselor energetice şi de centralizarea datelor. De asemenea, va fi accesibilă tuturor părţilor interesate – autorităţi publice, furnizori, consumatori şi alţi actori din domeniul energetic – asigurând o colaborare eficientă, precum şi va dispune de o interfaţă web publică, unde vor fi afişate diverse informaţii de interes public;

53.5. va fi un instrument esenţial pentru Guvern şi autorităţi în dezvoltarea şi implementarea politicilor energetice, oferind date de calitate şi fiabile pentru fundamentarea deciziilor strategice.

54. Sistemele automatizate în domeniul eficienţei energetice. Implementarea unui sistem informaţional integrat destinat digitalizării activităţii Instituţiei Publice Centrul Naţional pentru Energie Durabilă în vederea informatizării proceselor de business în domeniul eficienţei energetice, al performanţei energetice a clădirilor, precum şi al valorificării surselor de energie regenerabilă. Sistemul integrat va contribui semnificativ la creşterea calităţii şi eficienţei activităţilor din domeniile eficienţei, va facilitata accesul la date în domeniul eficienţei energetice şi al valorificării surselor de energie regenerabilă prin mecanisme moderne, digitale şi interactive pentru toate părţile interesate. Conceptul Sistemul informaţional naţional în domeniul eficienţei energetice, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.144/2025, va fi constituit din mai multe subsisteme:

54.1. subsistemul informaţional “Portalul public al CNED”;

54.2. subsistemul informaţional “Managementul programelor şi proiectelor”;

54.3. subsistemul informaţional “Managementul energetic în clădiri”;

54.4. subsistemul informaţional “Eficienţa energetică a clădirilor”;

54.5. subsistemul informaţional “Auditul energetic”;

54.6. subsistemul informaţional “Monitorizarea şi verificarea economiilor de energie”;

54.7. subsistemul informaţional “Registrul specialiştilor în domeniul eficienţei energetice”;

54.8. subsistemul informaţional “Administrare şi funcţionalităţi de sistem”;

54.9. subsistemul informaţional “Analiza datelor şi generarea rapoartelor”;

54.10. subsistemul informaţional “Platforma GIS”.

55. RNLC, PNME şi sistemele automatizate din domeniul eficienţei energetice se integrează cu infrastructura guvernamentală comună, în special prin utilizarea sistemelor informaţionale partajate instituite de Guvern (MConnect, MDocs, MPass, MPay, MNotify, aplicaţia guvernamentală integrată a serviciilor electronice EVO, Portalul guvernamental integrat EVO etc.).

Obiectivul specific 1.2. Asigurarea, până în 2030, a accesului la contoare inteligente pentru cel puţin 40% din consumatorii casnici, cu prioritate pentru zonele urbane şi gospodăriile vulnerabile.

56. Raţiune de intervenţie: Sistemul actual de contorizare manuală generează erori de facturare pentru circa 15% dintre consumatori, imposibilitatea tarifării diferenţiate şi lipsa vizibilităţii asupra consumului real. Contoarele inteligente sunt o componentă esenţială a infrastructurii de bază pentru toate serviciile energetice moderne: tarife dinamice, răspuns la cerere, integrare a prosumatorilor şi eficienţa energetică. Prioritizarea gospodăriilor vulnerabile asigură că beneficiile digitalizării ajung mai întâi la cei care au cea mai mare nevoie de reducerea costurilor energetice. Obiectivul extinde programul-pilot existent şi se aliniază cu ţintele UE pentru implementarea contoarelor inteligente, asigurând accesul echitabil la tehnologie.

57. Dezvoltarea reţelelor inteligente avansate (advanced smart grids). Reţelele inteligente avansate reprezintă fundaţia infrastructurii energetice moderne. Activităţile vor include cel puţin următoarele:

57.1. modernizarea etapizată a tuturor componentelor de infrastructuri IT şi OT existente, care sunt strict esenţiale pentru implementarea tehnologiilor avansate ce permit o gestionare mai eficientă a energiei, inclusiv integrarea surselor regenerabile;

57.2. implementarea contorizării inteligente avansate, astfel ca acestea să permită monitorizarea şi transmiterea în timp real a datelor privind consumul de energie, oferind atât distribuitorilor, furnizorilor, cât şi consumatorilor, informaţii precise şi actualizate permanent. Pentru a atinge rezultatele scontate privind aceste activităţi complexe, precum şi în contextul desfăşurării proiectului-pilot de instalare a contoarelor inteligente cu suportul PNUD, trebuie luate în considerare următoarele aspecte:

57.2.1. elaborarea cerinţelor tehnice pentru contoarele inteligente:

57.2.1.1. parametrii funcţionali, interfeţele pentru comunicare locală şi la distantă, structura datelor şi memoria internă a contorului, lista parametrilor energiei ce urmează a fi înregistraţi de contor, periodicitatea înregistrării şi transmiterii datelor;

57.2.1.2. tehnologii de comunicaţii/transfer de date, protocoale de comunicare^[5];

57.2.1.3. cerinţe privind certificarea contoarelor;

57.2.1.4. revizuirea cadrului normativ privind durata exploatării şi a verificărilor periodice;

57.2.1.5. cerinţe privind securitatea cibernetică^[6] prin elaborarea reglementărilor naţionale (transpunerea directivei UE^[7]) privind securitatea cibernetică aplicabilă contoarelor inteligente^[8], asigurarea end-point security (criptarea datelor, autentificarea de acces securizat autorizat etc.);

57.2.1.6. conformitatea cu normele de reciclare a deşeurilor de echipamente electrice şi electronice, reglementate prin Hotărârea Guvernului
nr.212/2018);

57.2.2. colectarea şi transferul datelor:

57.2.2.1. cerinţe faţă de tehnologiile şi standardele de transfer al datelor, protocoale de comunicare;

57.2.2.2. cerinţe privind certificarea concentratoarelor;

57.2.2.3. periodicitatea citirii datelor;

57.2.2.4. aplicaţii (software) şi cerinţe de interoperabilitate/compatibilitate cu diferite tipuri de contoare/producători diferiţi;

57.2.2.5. cerinţe privind localizarea concentratoarelor, deservire/verificare periodică;

57.2.2.6. cerinţe privind securitatea cibernetică prin elaborarea reglementărilor naţionale (transpunerea directivei UE) privind securitatea cibernetică aplicabilă la concentratoare (criptarea datelor, autentificarea de acces securizat autorizat etc.).

_______________________________________

^[5] https://www.cencenelec.eu/media/CEN-CENELEC/AreasOfWork/CEN-CENELEC_Topics/Smart%20Grids%20and%20Meters/Smart%20Meters/cen-clc-etsi-tr50572_2011.pdf

^[6] https://www.esmig.eu/wp-content/uploads/2022/01/Protection-Profile-for-Smart-Meters.pdf

^[7] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/RO/TXT/HTML/?uri=CELEX:52022PC0454

^[8] https://energy.ec.europa.eu/document/download/eee93bb8-1bda-4bdc-ac64-7edd6d0e60bc_en?filename=dpia_for_publication_2018.pdf

58. Sistem Head-End (HES – Head-End System). Platforma HES este responsabilă de comunicarea cu contoarele inteligente şi cu alte echipamente de măsurare de pe teren, centralizând datele de la aceste dispozitive într-un singur punct de control. Aceasta acţionează ca un intermediar între contoarele inteligente distribuite şi platformele superioare de gestionare a datelor, precum MDM şi ADMS. Funcţionalităţile principale ale unui sistem HES sunt:

58.1. colectarea şi agregarea datelor de către HES prin recepţionarea datelor de măsurare şi a evenimentelor de la contoare inteligente (de exemplu, consum de energie, tensiune, curent etc.) şi transmiterea acestor metrici mai departe către sistemele MDM pentru gestionare şi analiză;

58.2. platforma va permite monitorizarea continuă a contoarelor şi poate raporta rapid orice eroare sau incident apărut în echipamentele de măsurare;

58.3. HES poate trimite, asigurând comunicarea bidirecţională prin comenzi către contoarele inteligente, cum ar fi resetarea, actualizări de firmware, sau chiar deconectarea/reconectarea unui consumator.

59. Managementul datelor contorului (MDM – Meter Data Management). Platforma MDM este un sistem centralizat utilizat pentru gestionarea şi analiza datelor de măsurare colectate de la contoarele inteligente. Acesta oferă funcţionalităţi de stocare, prelucrare şi interpretare a datelor privind consumul şi permite atât optimizarea operaţională, cât şi facturarea precisă a consumului. Funcţionalităţile principale ale unui sistem MDM sunt:

59.1. MDM stochează şi administrează volume mari de date colectate de la contoare inteligente, inclusiv date de consum şi alţi parametri relevanţi (de exemplu, pierderi de energie, calitatea energiei);

59.2. MDM permite analize avansate ale consumului de energie, detectarea anomaliilor şi evaluarea performanţelor reţelei. Datele pot fi utilizate pentru prognoze şi rapoarte detaliate, atât pentru operatorii de reţea, cât şi pentru consumatori:

59.3. MDM poate fi integrat cu sisteme de facturare, platforme de gestionare a cererii şi alte soluţii IT pentru a îmbunătăţi eficienţa generală a reţelei;

59.4. unul dintre scopurile principale ale MDM este să furnizeze date precise pentru facturarea consumului de energie, eliminând erorile asociate cu facturarea tradiţională.

60. Sistem avansat de gestionare a distribuţiei (ADMS – Advanced Distribution Management System). Platforma ADMS este o soluţie avansată care integrează mai multe funcţii critice pentru gestionarea şi controlul operaţiunilor de distribuţie a energiei. ADMS oferă o imagine de ansamblu asupra reţelei de distribuţie, permiţând operatorilor să monitorizeze şi să controleze fluxurile de energie în timp real, să răspundă la incidente şi să optimizeze performanţa reţelei. Funcţionalităţile principale ale unui sistem ADMS sunt:

60.1. ADMS oferă operatorilor o platformă centralizată pentru monitorizarea stării reţelei, identificarea problemelor şi luarea de măsuri corective;

60.2. ADMS permite optimizarea distribuţiei de energie prin ajustarea fluxurilor de energie, managementul sarcinilor şi reducerea pierderilor în reţea;

60.3. ADMS include module avansate de gestionare a incidentelor, permiţând o reacţie rapidă la pene de curent şi la alte probleme operaţionale, reducând astfel timpii de întrerupere;

60.4. ADMS poate gestiona sursele de energie distribuite, cum ar fi energia solară şi eoliană, optimizând integrarea lor în reţea.

Obiectivul specific 1.3. Automatizarea şi monitorizarea digitală în timp real a cel puţin 90% din procesele operaţionale critice până în 2028.

61. Raţiunea de intervenţie: Procesele manuale actuale în dispecerare, mentenanţă şi operare generează întârzieri de 4-8 ore în detectarea problemelor, costuri cu personal excesive şi riscuri crescute de eroare umană. Automatizarea proceselor critice prin SCADA moderne, algoritmi AI şi IoT, va reduce costurile operaţionale cu 20-25% şi timpul de remediere a defecţiunilor de la opt ore la mai puţin de două ore. Experienţa internaţională demonstrează că automatizarea este esenţială pentru gestionarea complexităţii crescânde a sistemelor energetice moderne cu multiple surse de generare distribuită. Automatizarea completă a proceselor critice va reduce costurile operaţionale şi timpul de răspuns la incidente, crescând calitatea serviciilor pentru toţi consumatorii.

62. Sistemul SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Platforma SCADA reprezintă coloana vertebrală a monitorizării şi a controlului în timp real a infrastructurii tehnologice energetice, permiţând operatorilor să supravegheze şi să controleze echipamentele şi procesele din staţii, posturi de transformare şi reţele de distribuţie de la distanţă. Sistemul integrează date provenite de la sute şi mii de puncte de măsurare şi control, oferind o imagine completă şi actualizată a stării sistemului energetic. Funcţionalităţi principale ale unui sistem SCADA sunt:

62.1. monitorizarea în timp real prin colectarea continuă a datelor de unităţi terminale la distanţă (RTU – Remote Terminal Units) şi dispozitive electronice inteligente (IED – Intelligent Electronic Devices) despre parametrii electrici (tensiune, curent, frecvenţă), starea echipamentelor (întrerupătoare, separatoare) şi alarme, prezentându-le într-o interfaţă grafică intuitivă;

62.2. controlul la distanţă, care permite operatorilor să execute comenzi asupra echipamentelor de comutaţie, să modifice setările de protecţie şi să ajusteze parametrii operaţionali, fără a fi necesară prezenţa fizică în teren;

62.3. gestionarea alarmelor şi a evenimentelor de către sistem care prioritizează şi afişează alarmele în funcţie de gravitate, păstrează istoricul evenimentelor şi generează notificări automate pentru situaţii critice;

62.4. analiza şi generarea rapoartelor operaţionale, analiza tendinţelor, calcularea indicatorilor de performanţă (SAIDI, SAIFI) şi oferirea instrumentelor pentru analiza postincident.

63. Sistemul ERP (Enterprise Resource Planning). Platforma ERP integrează toate procesele de business ale operatorului într-un sistem unificat, de la managementul activelor şi mentenanţă până la finanţe şi resurse umane. Aceasta elimină depozitele informaţionale şi oferă o vedere holistică asupra operaţiunilor companiei, permiţând luarea deciziilor bazate pe date integrate şi actualizate. Funcţionalităţile principale ale unui sistem ERP sunt:

63.1. managementul activelor şi al mentenanţei prin gestionarea ciclului de viaţă complet al echipamentelor energetice, planificarea mentenanţei preventive şi predictive, urmărirea istoricului intervenţiilor şi optimizarea stocurilor de piese de schimb;

63.2. gestiunea financiar-contabilă integrată prin automatizarea proceselor contabile, gestiunea bugetelor pe centre de cost, calcularea amortizărilor pentru infrastructura energetică şi oferirea rapoartelor financiare în timp real;

63.3. managementul resurselor umane facilitând administrarea personalului operaţional şi tehnic, planificarea echipelor de intervenţie, gestionarea calificărilor şi autorizărilor specifice domeniului energetic şi calcularea salarizării conform CCM;

63.4. planificarea şi controlul operaţional prin integrarea şi planificarea lucrărilor de investiţii, urmărirea execuţiei proiectelor de dezvoltare a reţelei, monitorizarea indicatorilor de performanţă şi asigurarea conformităţii cu reglementările ANRE.

64. Sistemul CRM (Customer Relationship Management). Platforma CRM pentru operatorii energetici centralizează toate interacţiunile cu consumatorii, de la contractare şi facturare până la sesizări şi asistenţă tehnică. Sistemul transformă relaţia cu consumatorii din una reactivă în una proactivă, crescând satisfacţia acestora şi reducând costurile operaţionale prin automatizarea proceselor. Funcţionalităţile principale ale unui sistem CRM includ:

64.1. gestionarea completă a relaţiei cu consumatorii, prin menţinerea unei baze de date unificate a consumatorilor, care conţine istoricul complet al interacţiunilor, preferinţele de comunicare şi permite segmentarea pentru campanii ţintite;

64.2. managementul sesizărilor şi al reclamaţiilor, prin înregistrarea şi urmărirea tuturor solicitărilor consumatorilor, asigurând respectarea termenelor legale de răspuns, escaladarea automată a cazurilor critice şi generarea rapoartelor pentru agenţiile de reglementare, după caz;

64.3. portal self-service şi aplicaţie mobilă, integrat în CRM, care oferă consumatorilor acces online la date privind consumul, istoricul facturilor, posibilitatea transmiterii indexului şi plăţii online, reducând semnificativ numărul de apeluri la Call Center;

64.4. integrarea omni-canal în sistemul CRM, prin unificarea tuturor canalelor de comunicare (telefon, e-mail, chat, reţele sociale, oficii teritoriale) într-o interfaţă unică, oferind o experienţă coerentă şi continuă pentru client, indiferent de punctul de contact utilizat.

65. Sistemul de facturare (Billing System). Platforma de facturare reprezintă motorul financiar al operatorului energetic, gestionând întregul ciclu de facturare de la citirea contoarelor până la încasarea plăţilor. Sistemul modern de billing nu doar calculează şi emite facturi, ci oferă flexibilitate tarifară, suportă multiple canale de plată şi se integrează cu ecosistemul digital al operatorului, asigurând, totodată, interoperabilitatea cu serviciul guvernamental de plăţi electronice (MPay), în conformitate cu Hotărârea Guvernului
nr.712/2020, şi cu aplicaţia guvernamentală integrată a serviciilor electronice EVO, conform Hotărârii Guvernului nr.5/2024. Funcţionalităţile principale ale unui sistem de facturare (billing) includ:

65.1. calculul şi emiterea de facturi prin procesarea datelor privind consumul de la MDM/HES, aplicarea structurilor tarifare complexe (tarife diferenţiate, prosumatori, tarife sociale), calcularea taxelor şi a impozitelor şi generarea facturilor în format electronic şi tipărit;

65.2. gestiunea tarifelor flexibile prin susţinerea tarifelor dinamice (pe intervale orare, preţuri de vârf critic), programe de reacţie la cerere, cu compensare pentru reducerea consumului, contorizare netă pentru prosumatori şi scheme de eficienţă energetică;

65.3. managementul încasărilor şi colectării, care integrează multiple canale de plată (bancă, online, POS, aplicaţie mobilă), monitorizează în timp real încasările, automatizează recuperarea creanţelor şi generează notificări de deconectare conform reglementărilor;

65.4. raportarea şi analiza financiară care oferă tablouri de bord pentru monitorizarea veniturilor, analize de profitabilitate pe segmente de consumatori, prognoze de cashflow şi raportare automată către ANRE şi alte autorităţi de control.

66. Aceste sisteme, implementate integrat, vor transforma operatorii energetici din Republica Moldova în organizaţii digitale moderne, capabile să ofere servicii de calitate superioară şi să gestioneze eficient tranziţia energetică.

67. Indicatorii aferenţi obiectivelor specifice ale Obiectivului general 1 au fost definiţi pentru a permite monitorizarea şi evaluarea progresului în realizarea acestora, prezentarea lor sintetică fiind inclusă în tabelul 6.

Tabelul 6

Indicatori pentru obiectivele specifice aferente Obiectivului general 1

Secţiunea a 2-a

Obiective specifice pentru fortificarea capacităţilor de securitate

cibernetică în domeniul energetic până în anul 2030

(Obiectivul general 2)

Obiectivul specific 2.1. Asigurarea, până la sfârşitul anului 2026, a monitorizării 24/7 a 100% din infrastructura critică energetică prin consolidarea capacităţilor de securitate cibernetică ale operatorilor de infrastructură energetică, inclusiv prin implementarea de mecanisme moderne de detectare şi răspuns rapid, în conformitate cu cerinţele naţionale şi directivele UE (inclusiv Directiva NIS2).

68. Raţiunea de intervenţie: Domeniul energetic înregistrează în medie
50 de tentative de atac cibernetic pe săptămână, iar capacitatea actuală de detecţie şi răspuns este practic insuficientă, cu timp de identificare a incidentelor care depăşeşte 72 de ore. Prin fortificarea sistemelor de monitorizare şi răspuns ale operatorilor critici, timpul de detecţie şi reacţie la incidente va fi redus la mai puţin de o oră. Fără aceste măsuri, domeniul energetic rămâne vulnerabil la atacuri cibernetice care pot provoca întreruperi masive la scară naţională, aşa cum s-a demonstrat în Ucraina (2015, 2016) şi în alte ţări.

69. Consolidarea capacităţilor cibernetice în domeniul energetic va asigura interoperabilitate şi conformitate cu standardele internaţionale, reducând riscurile asupra continuităţii serviciilor şi sprijinind integrarea Republicii Moldova în piaţa energetică europeană.

70. Justificare generală – specificul domeniului energetic şi diferenţierea faţă de alte sectoare:

70.1. Infrastructura energetică naţională, incluzând producţia, transportul, furnizarea şi distribuţia de electricitate, este recunoscută internaţional şi naţional ca infrastructură critică esenţială pentru funcţionarea statului, a economiei şi a siguranţei cetăţenilor.

70.2. Tehnologiile şi reţelele hibride IT/OT caracterizează specificul domeniului energetic care constă în existenţa unui ecosistem tehnologic hibrid, în care sistemele de control industrial – sisteme de automatizare, control şi telemăsurare (SCADA/EMS (Energy Management System)/DMS (Distribution Management System) – interacţionează cu infrastructura IT convenţională. Acest lucru impune cerinţe diferite de securitate – timpii de răspuns critici în sistemele SCADA (milisecunde) faţă de cele aplicabile doar TIC-ului general. Echipamentele specifice OT includ, de exemplu, cel puţin următoarele:

70.2.1. o unitate terminală la distanţă (RTU) – un dispozitiv electronic care acţionează ca o interfaţă între echipamentele de teren şi un sistem central de control, cum ar fi un sistem SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). RTU-urile permit operatorilor de reţele electrice să monitorizeze, să gestioneze şi să controleze de la distanţă sistemele energetice, cum ar fi reţelele de distribuţie şi transport al energiei electrice;

70.2.2. dispozitive electronice inteligente (IED) – controlere bazate pe microprocesoare utilizate în sistemele energetice pentru monitorizare, protecţie, control şi automatizare. Acestea sunt cruciale pentru funcţionarea fiabilă şi eficientă a reţelelor energetice moderne, inclusiv a reţelelor inteligente;

70.2.3. o unitate de măsurare a fazorilor (PMU – Phasor Measurement Unit) – dispozitiv utilizat în sistemele energetice pentru a măsura şi sincroniza în timp fazorii de tensiune şi curent (magnitudine şi unghi de fază) în diferite puncte ale reţelei electrice. Aceste măsurători, denumite sincrofazori, sunt cruciale pentru monitorizarea şi controlul în timp real al reţelei, în special în sistemele de monitorizare pe arie largă (WAMS). PMU-urile oferă o imagine mai cuprinzătoare şi mai dinamică a stării reţelei în comparaţie cu sistemele SCADA tradiţionale, permiţând o detectare şi un răspuns mai rapid la perturbaţii.

70.3. Domeniul energetic este puternic expus ameninţărilor cibernetice complexe, fiind adesea ţinta unor atacuri sponsorizate de state sau de grupări avansate de tip APT (Advanced Persistent Threat), care vizează controlul operaţional, manipularea proceselor fizice sau provocarea unor întreruperi de amploare.

70.4. Complexitatea arhitecturală a infrastructurii distribuite geografic (centrale, staţii de transformare, reţele de distribuţie), sisteme legacy cu cicluri de viaţă de minimum 15-25 de ani şi interconectarea sistemelor critice (generare, transport, distribuţie, consum), creează provocări semnificative pentru digitalizare, securitate şi interoperabilitate.

71. Standardizare şi conformitate: ISO/IEC şi IEC – mix de IT şi OT:

71.1. Standardele generale aplicabile securităţii cibernetice în organizaţii (IT) sunt:

71.1.1. ISO/IEC 27001 – asigură cadrul de guvernanţă a sistemului de management al securităţii informaţiei;

71.1.2. ISO/IEC 27002 – controale specifice de securitate cibernetică şi protecţie a datelor pentru întregul sistem organizaţional (IT);

71.1.3. ISO/IEC 27032 – ghid pentru securitatea cibernetică în reţele complexe şi distribuţia responsabilităţilor între entităţi.

71.2. Standarde sectoriale specifice OT/ICS/SCADA în domeniul energetic (tabelul 7) care sunt standarde de interoperabilitate şi securitate pentru automatizarea substaţiilor, sistemele SCADA şi sistemele de management al energiei electrice, reglementând protocoale de comunicaţie, structurarea datelor şi fiabilitatea operaţională este inclusă în tabelul 7.

Tabelul 7

Standarde sectoriale specifice OT

71.3. Capacităţile de securitate cibernetică dedicate domeniului energetic trebuie să integreze capabilităţi de colectare şi analiză a traficului specific OT (inclusiv în formate binare, serializate, real-time), aspecte care nu sunt acoperite, în mod nativ, de mecanismele de securitate IT tradiţionale.

72. Funcţiile şi capabilităţile specifice pentru securitatea cibernetică în domeniul energetic, definite pentru a asigura prevenirea, detectarea, răspunsul şi recuperarea în faţa incidentelor, sunt prezentate în tabelul 8, fiind corelate cu standardele internaţionale şi bunele practici aplicabile în domeniu.

Tabelul 8

Funcţiile specifice ale securităţii energetice

73. Avantajele şi beneficiile strategice ale capacităţilor de securitate cibernetică în domeniul energetic, care vizează creşterea rezilienţei infrastructurilor critice, protecţia consumatorilor şi alinierea la standardele şi practicile internaţionale, sunt reflectate sintetic în tabelul 9.

Tabelul 9

Avantajele şi beneficiile strategice ale capacităţilor de securitate

cibernetică în domeniul energetic

74. Relaţia cu structurile naţionale de securitate cibernetică:

74.1. complementaritate şi coordonare:

74.1.1. arhitectura capacităţilor de securitate cibernetică din domeniul energetic nu este concurentă, ci complementară, fiind conectată cu mecanismele naţionale prin canale securizate şi redundante pentru schimb de alerte, indicatori de atac şi coordonare în caz de incident de interes naţional;

74.1.2. aceste capacităţi vor avea un rol dublu: vor acţiona ca primă linie de răspuns pentru incidente specifice domeniului energetic şi ca punct de escaladare pentru incidente ce depăşesc nivelul sectorial (ex.: atacuri hibride asupra mai multor sectoare critice);

74.1.3. colaborare instituţională prin acorduri de colaborare cu ASC şi alte autorităţi/instituţii naţionale de profil, pentru a asigura interoperabilitatea proceselor, schimbului de date, derularea exerciţiilor comune şi utilizarea aceloraşi metodologii de clasificare a incidentelor.

74.2. Exemplificare – incidente reale relevante:

74.2.1. Ucraina (2015-2016) – atacuri asupra reţelelor SCADA care au cauzat întreruperi de energie în regiuni întregi prin exploatarea lipsei de segmentare între IT şi OT;

74.2.2. Colonial Pipeline (SUA, 2021) – incident de ransomware care a afectat capacitatea de distribuţie a combustibilului pe Coasta de Est;

74.2.3. Dragonfly/Energetic Bear (APT) – grupuri avansate ce vizează operatori de infrastructură critică energetică, utilizând spear-phishing şi backdoors pe echipamente OT.

74.3. Toate aceste atacuri au avut în comun lipsa unui mecanism de detecţie precoce specific reţelelor industriale şi a unor capacităţi operaţionale dedicate de securitate cibernetică.

74.4. Exemple de bună practică internaţională:

74.4.1. Italia – SOC Terna: operatorul naţional de transport al energiei electrice deţine capacităţi proprii de securitate cibernetică, integrate cu reţelele SCADA şi sistemele OT, colaborând cu CERT-EN şi ENISA;

74.4.2. Franţa – EDF CyberSOC: operează capacităţi dedicate de securitate cibernetică pentru reţelele energetice care lucrează în paralel cu ANSSI (autoritatea naţională), oferind protecţie la nivel de OT şi centrale nucleare;

74.4.3. Germania – BSI şi sectorul Energiei: standardele IT-SiG 2.0 şi reglementările KRITIS impun fiecărui operator de infrastructură critică energetică să deţină propriile capabilităţi de monitorizare şi răspuns cibernetic, integrate în reţeaua naţională de răspuns cibernetic.

74.5. Fortificarea capacităţilor de securitate cibernetică în domeniul energetic este o măsură necesară, justificabilă şi urgentă în contextul transformărilor digitale, al interdependenţei mediilor IT/OT şi al escaladării riscurilor cibernetice la adresa infrastructurilor critice. Aceste capacităţi vor acţiona ca barieră proactivă şi mecanism de rezilienţă operaţională, în deplină coordonare cu structurile naţionale, contribuind la securitatea energetică a Republicii Moldova.

Obiectivul specific 2.2. Asigurarea, până la sfârşitul anului 2027, a certificării tuturor operatorilor de infrastructură critică energetică conform standardelor ISO/IEC 27001 şi cerinţelor Directivei NIS2.

75. Raţiune de intervenţie: Majoritatea absolută a operatorilor energetici din Republica Moldova nu deţin în prezent certificare ISO 27001, deşi gestionează obiective de infrastructură critică naţională. Lipsa standardelor şi a reglementărilor de securitate uniforme creează vulnerabilităţi sistemice care pot fi exploatate în cascadă. Certificarea obligatorie va asigura un nivel minim de securitate pentru toţi operatorii, conform cerinţelor UE, şi va permite interconectarea securizată cu sistemele europene. Costul estimat al unui atac cibernetic cu impact semnificativ este de până la 500 de milioane de lei, faţă de circa 50 de milioane de lei pentru implementarea standardelor de securitate. Certificarea va garanta un nivel uniform de securitate în tot sectorul.

76. Certificarea şi conformarea operatorilor din sectorul energetic al Republicii Moldova la standardele de securitate cibernetică internaţionale, protecţia infrastructurii critice şi interoperabilitate OT/IT presupune o investiţie semnificativă, etapizată şi diferenţiată în funcţie de:

76.1. tipul de operator (producere/transport/distribuţie/furnizare);

76.2. dimensiunea infrastructurii (număr de substaţii, centre de control, noduri SCADA), precum şi numărul de active IT şi/sau OT;

76.3. gradul de digitalizare existent;

76.4. cerinţele de audit, instruire, mentenanţă şi certificare formală de către organismele acreditate.

77. În domeniul securităţii cibernetice energetice, aplicarea standardelor recunoscute şi respectarea cerinţelor de conformitate reprezintă elemente fundamentale pentru asigurarea unui cadru robust şi credibil de protecţie. Acestea stabilesc atât nivelurile minime obligatorii de securitate, cât şi bunele practici recomandate pentru operatori, instituţii publice şi alţi actori implicaţi.

78. Categoriile de standarde şi conformitate aplicabile în contextul prezentului Program sunt sintetizate în tabelul 10.

Tabelul 10

Categoriile de standarde OT şi IT

79. Estimarea activităţi minime obligatorii pentru certificare şi conformitate are drept obiectiv identificarea setului de măsuri de bază pe care organizaţiile trebuie să le implementeze pentru a respecta cerinţele stabilite prin standardele relevante şi cadrul normativ aplicabil. Aceste activităţi reprezintă nivelul minim de efort necesar pentru obţinerea certificării şi menţinerea conformităţii, constituind, totodată, fundamentul pe care se pot întreprinde măsuri suplimentare de îmbunătăţire şi adaptare la evoluţiile tehnologice şi de reglementare.

80. Estimarea realizată în cadrul prezentului Program şi prezentată în tabelul 11 se referă la un operator energetic mediu (ex.: de distribuţie sau de transport), cu personal de 100-500 de angajaţi, 5-15 noduri OT (staţii SCADA, substaţii) şi 1-2 centre de dispecerizare.

Tabelul 11

Activităţi obligatorii pentru certificare

81. Serviciile auxiliare pentru conformitate (tabelul 12) vizează ansamblul de activităţi de sprijin care facilitează implementarea şi menţinerea standardelor şi cerinţelor normative. Aceste servicii nu fac parte din obligaţiile de bază pentru certificare, însă contribuie la consolidarea proceselor interne, la optimizarea resurselor şi la asigurarea unei alinieri continue la bunele practici şi la reglementările în vigoare.

Tabelul 12

Servicii auxiliare de conformitate

82. Consideraţiile şi caracteristicile suplimentare se referă la elementele care depăşesc cerinţele minime obligatorii, dar care pot influenţa semnificativ eficienţa, sustenabilitatea şi adaptabilitatea măsurilor implementate. Acestea includ aspecte de context, factori de risc, particularităţi sectoriale sau tehnologice, precum şi bune practici emergente care pot sprijini atingerea unui nivel superior de rezilienţă şi conformitate. În contextul prezentului Program, sunt relevante următoarele aspecte:

82.1. certificarea trebuie reactualizată o dată la trei ani (recertificare ISO), iar auditul anual este necesar pentru menţinerea statutului (supraveghere);

82.2. seria standardelor IEC 62443 nu presupune certificare formală completă pentru operatori, ci conformitate la nivel de componente şi program de securitate – pot fi certificate părţi (ex.: sistem, integrator);

82.3. Directiva NIS2 implică costuri suplimentare pentru raportare, CSIRT intern sau legături cu, pentru conectarea la mecanismele naţionale de securitate cibernetică, precum şi pentru jurnalizare şi revizuirea ciclului de viaţă al riscurilor;

82.4. standardele IEC 62443, IEC 62351, IEC 61850, IEC 60870‑5‑101/104 şi DNP3 nu au certificări obligatorii pentru operatori, dar necesită audit tehnic şi conformitate.

Obiectivul specific 2.3. Asigurarea, până în anul 2028, a reducerii timpului de recuperare după incidente cibernetice cu impact semnificativ la maximum patru ore pentru serviciile critice.

83. Raţiune de intervenţie: Incidentele cibernetice actuale pot paraliza sistemul energetic pentru 48-168 de ore, cu costuri economice de milioane de lei pe zi şi cu impact social major. Dezvoltarea capacităţilor de rezilienţă prin modernizarea securităţii cibernetice a infrastructurilor IT şi OT, prin implementarea componentelor hardware redundante pentru înaltă disponibilitate (high availability), implementarea soluţiilor software de securitate (SIEM, DLP, antivirus EDR/XDR etc.), planurile testate a măsurilor de continuitate şi exerciţiile regulate vor asigura că serviciile critice pot fi restaurate în maximum patru ore. Această capacitate este esenţială pentru menţinerea încrederii publice şi a stabilităţii economice, precum şi pentru alinierea la standardele UE de rezilienţă a infrastructurii critice. Rezilienţa operaţională va fi asigurată prin sisteme redundante şi planuri testate de continuitate.

84. Pe parcursul anului 2024, UNDP Moldova a contractat, la solicitarea Ministerului Energiei, un prestator autorizat din UE cu experienţă specifică pentru desfăşurarea auditului aprofundat de securitate cibernetică, inclusiv cu desfăşurarea testelor de penetrare, întocmirea recomandărilor, precum şi prezentarea soluţiilor pentru îmbunătăţirea securităţii cibernetice la fiecare dintre cei şapte operatori de stat.

85. Ca urmare a rezultatelor auditului de securitate cibernetică, se preconizează modernizarea pentru fiecare dintre cele şapte entităţi de stat, prin achiziţia şi implementarea soluţiilor de tip antivirus, SIEM, DLP – toate licenţiate cu abonament şi suport de la producători şi/sau parteneri autorizaţi pentru 36 de luni (trei ani integral), inclusiv servicii de instalare/configurare/punere în funcţiune şi transfer de cunoştinţe. De asemenea, este prevăzută achiziţia componentelor hardware critice necesare (core switches, firewall-uri, a serverelor şi a sistemelor de stocare, a abonamentelor şi a suporturilor de la producători şi/sau parteneri autorizaţi pentru 36 de luni (trei ani integral), precum şi a serviciilor de instalare/configurare/punere în funcţiune şi transfer de cunoştinţe pe care să ruleze soluţiile licenţiate (antivirus XDR/EDR, SIEM, DLP) în regim de înaltă disponibilitate.

86. Operatorii de reţea privaţi vor urma să includă obligatoriu în planurile lor de investiţii resursele financiare pentru modernizarea securităţii cibernetice ale infrastructurilor IT şi OT, prin implementarea componentelor hardware redundante pentru înaltă disponibilitate şi a soluţiilor software de securitate (SIEM, DLP, antivirus EDR/XDR etc.), care trebuie să fie aprobate corespunzător de către ANRE. Costurile cumulative pentru aceste necesităţi de modernizare ale operatorilor privaţi, în lipsa rezultatelor de audit al securităţii, nu pot fi estimate în aceasta etapă de elaborare a prezentului Program; fiecare entitate energetică de drept privat va avea obligaţia de a planifica şi de a contracta servicii de audit al securităţii pentru identificarea şi justificarea necesităţilor pentru a desfăşura modernizarea securităţii cibernetice aprofundate.

87. Prin intermediul indicatorilor pentru obiectivele specifice aferente Obiectivului general 2, definiţi şi prezentaţi sintetic în tabelul 13, se urmăreşte măsurarea progresului în implementarea măsurilor, evaluarea gradului de atingere a rezultatelor preconizate şi asigurarea unei corelări clare cu standardele de performanţă stabilite.

Tabelul 13

Indicatori pentru obiectivele specifice aferente Obiectivului general 2

Secţiunea a 3-a

Obiective specifice pentru accelerarea tranziţiei către energia verde

şi decarbonizare prin soluţii digitale incluzive până în anul 2030
(Obiectivul general 3)

Obiectivul specific 3.1. Asigurarea, până în anul 2030, a unei capacităţi de integrare de 600 MW din surse regenerabile, susţinută de digitalizarea avansată a reţelelor energetice.

88. Raţiune de intervenţie – Republica Moldova are un potenţial tehnic pentru mai mult de 1,000 MW de surse regenerabile, însă, din cauza lipsei capacităţii de predicţie şi echilibrare a variabilităţii producţiei, poate integra stabil doar 150 MW cu sistemele actuale. Sistemele digitale bazate pe AI pentru predicţia producţiei eoliene şi solare, cuplate cu capacităţi de stocare şi răspuns la cerere, vor permite integrarea a 600 MW, fără a compromite stabilitatea reţelei. Fără aceste sisteme digitale, Republica Moldova nu poate atinge ţinta de 30% energie regenerabilă şi va rata oportunitatea economică de două miliarde de lei investiţii în energia verde. Sistemele digitale vor permite gestionarea eficientă a variabilităţii producţiei din surse regenerabile.

89. Sistemul de prognoză meteo avansată cu AI (inteligenţă artificială) – platforma de prognoză meteo bazată pe AI reprezintă fundamentul integrării surselor regenerabile, utilizând algoritmi de învăţare automată şi date geospaţiale pentru a prezice cu acurateţe >95% din producţia eoliană şi solară. Sistemul procesează volume masive de date meteorologice, istorice de producţie şi imagini satelitare pentru a genera prognoze de la 15 minute până la şapte zile, permiţând operatorilor să anticipeze şi să compenseze variabilitatea producţiei regenerabile. Funcţionalităţile principale sunt:

89.1. predicţie multiorizont şi multisursă prin generarea de prognoze pe termen foarte scurt (0-6 ore), scurt (6-48 de ore) şi mediu (2-7 zile), integrând date de la staţii meteo locale, sateliţi meteorologici, modele numerice de prognoză şi istoricul de producţie pentru fiecare parc regenerabil;

89.2. învăţare continuă şi autocalibrare cu ajutorul algoritmilor AI – se antrenează continuu pe baza datelor reale de producţie, ajustându-şi modelele pentru condiţiile specifice ale fiecărei locaţii şi îmbunătăţind constant acurateţea prognozelor de la 70% la >95%;

89.3. integrare cu dispecerizarea naţională astfel că prognozele sunt transmise automat către Î.S. “Moldelectrica” şi integrate în procesul de planificare a producţiei, permiţând optimizarea portofoliului de generare şi reducere a dezechilibrelor cu 40%;

89.4. analiză de incertitudine şi scenarii prin generarea nu doar a prognozelor punctuale, ci şi a intervalelor de încredere şi a scenariilor probabilistice, permiţând operatorilor să planifice rezerve adecvate şi să gestioneze riscurile.

90. Centrala electrică virtuală (VPP – Virtual Power Plant) – platforma VPP agregă şi optimizează peste 300 de surse distribuite de energie (prosumatori, parcuri solare mici, turbine eoliene, sisteme de stocare) într-o singură entitate virtuală controlabilă unitar. Sistemul transformă resursele energetice fragmentate într-o centrală electrică flexibilă şi fiabilă, capabilă să participe pe pieţele de energie şi să ofere servicii de sistem. Funcţionalităţile principale ale unei VPP sunt:

90.1. agregarea şi monitorizarea în timp real prin colectarea datelor de la toate sursele conectate, monitorizarea stării şi disponibilitatea fiecărei resurse, precum şi calcularea capacităţii agregate disponibile pentru diferite servicii (energie, rezerve, reglaj);

90.2. optimizarea economică distribuită prin algoritmi de optimizare care maximizează veniturile participanţilor prin dispecerizarea inteligentă a resurselor în funcţie de preţurile pieţei, de costurile marginale şi de constrângerile tehnice ale fiecărei surse;

90.3. participarea pe pieţe multiple care va permite participarea simultană pe piaţa spot, piaţa de echilibrare şi piaţa de servicii de sistem, gestionând automat ofertele şi executarea tranzacţiilor pentru întregul portofoliu agregat;

90.4. interfaţa prosumatori şi managementul contractelor, care va oferi un portal dedicat pentru prosumatori cu vizualizare producţie/venituri, gestionarea contractelor de agregare şi distribuirea automată a veniturilor conform algoritmilor agreaţi.

91. Sisteme SCADA dedicate parcurilor de surse regenerabile – SCADA specializat pentru surse regenerabile extinde capacităţile SCADA tradiţional cu funcţionalităţi specifice pentru monitorizarea şi controlul parcurilor eoliene şi solare. Sistemul integrează date de la mii de panouri fotovoltaice, invertoare, turbine eoliene şi staţii meteo locale, oferind control granular şi optimizarea producţiei. Funcţionalităţile principale sunt:

91.1. monitorizarea după componenta individuală, care permite supravegherea fiecărui panou solar, invertor sau turbină eoliană prin parametri specifici (iradiere, temperatură module, viteză vânt, unghi pale), detectând automat defecţiuni şi degradări de performanţă;

91.2. controlul activ al puterii, prin implementarea comenzilor de limitare a puterii active/reactive conform cerinţelor operatorului de sistem, cu participarea la reglajul primar de frecvenţă şi furnizarea serviciilor de suport tensiune;

91.3. integrarea cu sistemul naţional de surse regenerabile, conectat direct la dispecerul naţional prin protocoale securizate IEC 60870-5-104/IEC 61850, asigurând un timp de răspuns < 1 secundă la comenzi şi conformitate completă cu codul de reţea;

91.4. analiza performanţei şi optimizarea producţiei prin calculul indicatorilor de performanţă (PR), factorului de utilizare a capacităţii (CUF) şi disponibilitate, identificarea pattern-uri de subperformanţă, recomandarea acţiunilor de mentenanţă şi optimizarea setărilor pentru maximizarea producţiei.

92. Sistem de management al energiei (EMS) avansat – EMS de generaţie nouă pentru operatorul de sistem integrează capacităţi avansate de optimizare multiobiectiv, învăţare automată (machine learning) şi procesare în timp real, pentru gestionarea unui sistem energetic cu penetrare mare a surselor regenerabile. Platforma orchestrează toate resursele de generare, consumul flexibil şi stocarea pentru menţinerea echilibrului şi minimizarea costurilor. Funcţionalităţile principale ale unui EMS sunt:

92.1. optimizarea stochastică multiobiectiv – optimizează simultan costurile de producţie, emisiile CO₂, utilizarea SER şi stabilitatea sistemului, considerând incertitudinea prognozelor şi constrângerile de reţea, prin algoritmi avansaţi de optimizare stochastică;

92.2. angajamentul unităţii cu surse variabile care planifică pornirea/oprirea unităţilor termice considerând variabilitatea SER, costurile de pornire, rampele tehnice şi necesarul de rezerve, reducând costurile de echilibrare cu 30%;

92.3. analiza securităţii dinamice care evaluează continuu stabilitatea sistemului prin simulări N-1/N-2, calculează marjele de stabilitate dinamică şi identifică acţiuni preventive pentru menţinerea securităţii operaţionale în condiţii de penetrare mare a SER;

92.4. integrarea cu pieţele regionale prin optimizarea schimburilor transfrontaliere considerând capacităţile disponibile, preţurile pe pieţele vecine şi prognozele de producţie SER, maximizând beneficiile integrării regionale.

Obiectivul specific 3.2. Asigurarea, până în 2030, a reducerii cu cel puţin 20% a consumului de energie în orele de vârf prin digitalizarea managementului cererii.

93. Raţiune de intervenţie – vârfurile de consum necesită menţinerea unei capacităţi de rezervă costisitoare de 300 MW, utilizată doar 5% din timp, generând costuri de peste 200 milioane de lei anual. Platformele digitale de răspuns la cerere permit consumatorilor să-şi moduleze consumul în schimbul unor tarife avantajoase, reducând necesarul de investiţii în capacităţi noi cu un miliard de lei. Experienţa UE arată că 20% reducere a vârfurilor este realizabilă cu participarea a doar 30% din consumatori. Fără aceste platforme, costurile sistemului vor continua să crească, afectând în special consumatorii vulnerabili. Reducerea vârfurilor de consum va diminua necesitatea investiţiilor în capacităţi suplimentare şi va reduce costurile pentru consumatori.

94. Sistem de gestionare a răspunsului la cerere (DRMS – Demand Response Management System) – DRMS reprezintă platforma digitală centrală pentru gestionarea programelor de flexibilitate a consumului, conectând peste 100 000 de consumatori cu operatorul de sistem şi furnizorii. Sistemul automatizează întregul ciclu de răspuns la cerere, de la înrolarea participanţilor şi planificarea evenimentelor până la calculul şi decontarea compensaţiilor. Funcţionalităţile principale ale unui DRMS sunt:

94.1. gestionarea portofoliului şi segmentarea care menţine baza de date completă a participanţilor DR, segmentează consumatorii pe categorii (rezidenţial, comercial, industrial), profiluri de flexibilitate şi tehnologii disponibile (HVAC, procese industriale, EV);

94.2. dispecerizarea automată a evenimentelor DR prin prognozarea necesarului de reducere a consumului, selectând optimal participanţii pentru fiecare eveniment, transmiţând notificări automate multicanal şi monitorizând în timp real reducerea efectivă realizată;

94.3. verificarea şi decontarea automată prin calcularea consumului de referinţă (baseline) pentru fiecare participant, folosind metodologii aprobate, determinarea reducerii efective, calcularea compensaţiilor contractuale şi generarea rapoartelor de audit;

94.4. portal dedicat participanţilor care permite vizualizarea performanţei, a istoricului evenimentelor, a compensaţiilor acumulate şi a elementelor de tip gamification (scoruri, badge-uri, clasamente), care pot creşte implicarea cu
peste 40%.

95. Sistem de tarife dinamice în timp real – platforma de tarifare dinamică calculează şi comunică preţuri diferenţiate temporar, bazate pe costurile reale ale sistemului, stimulând consumul în perioadele cu producţie regenerabilă abundentă şi descurajând consumul în orele de vârf. Sistemul se integrează complet cu infrastructura de contorizare inteligentă şi cu platformele de facturare. Funcţionalităţile principale sunt:

95.1. calculul tarifelor bazat pe costuri marginale ce preia date de la piaţa spot, costurile de congestie, necesarul de rezerve şi prognozele SER pentru a calcula tarife dinamice orare/15 minute, reflectând costul real al energiei în timp real;

95.2. comunicarea în timp real cu consumatorii, astfel încât tarifele sunt transmise automat către contoarele inteligente, aplicaţiile mobile şi display-urile dedicate din locuinţă, permiţând consumatorilor să ia decizii în funcţie de preţ;

95.3. programe tarifare personalizate care suportă multiple tipuri de tarifare dinamice (TOU, CPP, RTP, PTR), adaptate diferitelor segmente de consumatori şi care permit alegerea programului tarifar optim;

95.4. analiza impactului şi optimizarea schemelor prin monitorizarea continuă a elasticităţii cererii, impactului asupra vârfurilor de sarcină şi satisfacţiei consumatorilor, ajustând parametrii tarifari pentru maximizarea beneficiilor pentru sistem şi pentru consumatori.

96. Aplicaţii mobile pentru consumatori – ecosistemul de aplicaţii mobile transformă consumatorii din participanţi pasivi în actori activi ai tranziţiei energetice. Aplicaţiile oferă vizibilitate completă asupra consumului, recomandări personalizate şi de tip gamification pentru reducerea consumului, ţintind 200 000 de utilizatori activi până în 2030, fiind dezvoltate şi implementate în conformitate cu Conceptul aplicaţiei guvernamentale integrate EVO, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.5/2024, care permite accesul la servicii electronice, notificări şi integrarea cu MPay pentru încasarea plăţilor. Funcţionalităţile principale ale aplicaţiilor sunt:

96.1. dashboard personalizat de consum care afişează consumul în timp real, istoric detaliat, comparaţii cu perioade anterioare şi benchmarking anonim cu consumatori similari, folosind vizualizări intuitive şi alerte push pentru anomalii;

96.2. recomandări AI şi coaching energetic prin utilizarea algoritmilor de machine learning care analizează pattern-urile de consum, identifică oportunităţi de economisire şi oferă recomandări personalizate pentru reducerea consumului cu 10-15%;

96.3. control smart home integrat prin aplicaţii care se conectează cu dispozitive IoT (termostate, prize inteligente, încărcătoare EV), permiţând programarea automată a consumului în funcţie de tarifele dinamice şi participarea facilă la evenimente DR;

96.4. recompense şi programe de loialitate prin implementarea sistemului de recompense, care oferă puncte pentru economii realizate, participare la DR, recomandări prieteni, punctele fiind convertibile în reduceri pe factură, produse eco sau donaţii pentru cauze sociale.

97. Platformele agregatorilor de flexibilitate – agregatorii de flexibilitate operează platforme digitale avansate, care agregă capacitatea de răspuns la cerere a mii de consumatori mici şi mijlocii, transformând-o în resurse dispecerizabile de minimum 50 MW. Platformele permit participarea consumatorilor mici pe pieţele de servicii de sistem, anterior accesibile doar marilor consumatori. Funcţionalităţile principale sunt:

97.1. agregare multitehnologie şi multilocaţie prin platforma de concentrare a diverse tehnologii (HVAC, boilere, pompe, EV, baterii) de la multiple locaţii într-un portofoliu unitar, calculând în timp real capacitatea disponibilă pentru diferite servicii;

97.2. optimizare a portofoliului şi trading algoritmic, prin algoritmi avansaţi care optimizează participarea pe multiple pieţe (piaţa pentru ziua următoare, intrazilnică, piaţa de echilibrare, servicii auxiliare), maximizează veniturile considerând costurile de activare şi gestionează automat riscurile portofoliului;

97.3. interfeţe standardizate B2B care oferă API-uri standardizate pentru integrare cu OST/OSD, protocoale de comunicare securizate şi capacitate de răspuns la comenzi în mai puţin de 30 de secunde conform cerinţelor tehnice;

97.4. decontare şi distribuire a veniturilor prin calculul automat al contribuţiei fiecărui participant la serviciile furnizate, distribuţie transparentă a veniturilor conform algoritmilor agreaţi şi generare a facturilor şi a rapoartelor detaliate.

Obiectivul specific 3.3. Asigurarea, până în anul 2029, a operaţionalizării sistemelor digitale pentru gestionarea unei capacităţi de stocare a energiei de minimum 50 MW.

98. Raţiune de intervenţie – integrarea masivă a surselor regenerabile variabile creează dezechilibre orare de până la 150 MW, care pot destabiliza reţeaua. Sistemele de stocare sunt esenţiale pentru echilibrarea producţiei şi a consumului, dar necesită management digital avansat pentru optimizarea ciclurilor de încărcare/descărcare. Capacitatea de 50 MW stocare gestionată digital va permite integrarea completă a celor 600 MW din surse regenerabile şi va reduce dependenţa de importuri cu 15%. Fără stocare inteligentă, tranziţia energetică va fi limitată şi costisitoare. Stocarea inteligentă va echilibra cererea şi oferta, reducând dependenţa de import.

99. Sistem de gestionare a bateriilor (BMS) centralizat – BMS centralizat monitorizează şi controlează peste 20 de locaţii de stocare distribuite, agregând capacitatea într-o resursă unitară de 50 MW. Sistemul extinde funcţionalităţile BMS locale cu capacităţi de optimizare la nivel de flotă, maximizând durata de viaţă şi performanţa întregului portofoliu de baterii. Funcţionalităţile principale sunt:

99.1. monitorizare granulară multisite prin colectare de date de la mii de celule/module (tensiune, curent, temperatură, SoC, SoH) din toate locaţiile, detectează anomalii şi prezice defecţiuni cu algoritmi de machine learning;

99.2. optimizare a ciclurilor de încărcare/descărcare la nivel de flotă, prin distribuirea optimă a sarcinilor între locaţii, considerând SoH individual, temperatura ambientală, costurile de degradare, maximizând durata de viaţă agregată cu 20%, balansare activă şi management termic, prin controlul sistemelor locale pentru echilibrarea celulelor, optimizarea regimurilor termice şi implementarea de strategii de încărcare adaptivă pentru minimizarea degradării;

99.3. integrare cu pieţele şi dispecerul naţional, platforma calculând capacitatea disponibilă pentru diferite servicii, considerând starea bateriilor, executând automat comenzile de dispecerizare şi raportând în timp real disponibilitatea agregată.

100. Platformă de gestionare a stocării energiei – platforma de management a stocării optimizează operarea comercială a flotei de baterii pe multiple pieţe şi servicii. Sistemul utilizează algoritmi AI pentru a prezice preţurile, a identifica oportunităţile de arbitraj şi a maximiza veniturile din participarea pe pieţele de energie şi servicii de sistem, generând peste
50 milioane de lei/an. Funcţionalităţile principale sunt:

100.1. optimizare multipiaţă cu AI, astfel încât platforma optimizează simultan participarea pe piaţa spot, servicii de echilibrare, rezerve şi servicii de sistem, folosind reinforcement learning pentru adaptarea continuă la dinamica pieţelor;

100.2. prognoză integrată preţ-cerere, prin integrarea prognozelor de preţ, cerere sistemică, producţie din SER şi congestii reţea, pentru a identifica ferestrele optime de încărcare/descărcare cu randament maxim;

100.3. execuţie automată a tranzacţiilor, prin plasarea automată a ofertelor pe pieţe conform strategiei optimizate, monitorizarea execuţiei, ajustarea poziţiei în timp real şi gestionarea decontărilor cu operatorii de piaţă;

100.4. risk management şi strategii de hedging, prin evaluarea continuu a riscurilor (preţ, volum, tehnologic), implementarea de măsuri de acoperire (hedging) şi menţinerea expunerii în limitele predefinite pentru asigurarea profitabilităţii stabile.

101. Sistem de prognoză şi optimizare a stocării – platforma este specializată în prognoza variabilelor critice pentru operarea optimă a sistemelor de stocare, integrând date de piaţă, meteorologice şi tehnice. Sistemul generează strategii optime de tranzacţionare, care maximizează profitul respectând constrângerile tehnice şi asigurând un ROI sub cinci ani. Funcţionalităţile principale sunt:

101.1. prognoză multivariantă integrată, prin estimarea simultană a preţurilor de pe piaţa spot şi de echilibrare, a necesarului de rezerve, a producţiei din SER locale şi a congestiilor de reţea, folosind ensemble models pentru acurateţe maximă;

101.2. optimizare stocastică robustă, prin algoritmi de optimizare stocastică care generează strategii de operare robuste la incertitudini, maximizând profitul aşteptat, considerând multiple scenarii şi menţinând fezabilitatea tehnică;

101.3. backtesting şi validare a strategiilor, cu testarea acestora pe date istorice, calculul metrici de performanţă (Sharpe ratio, maximum drawdown) şi validarea robusteţii înainte de implementare;

101.4. învăţare continuă din operare, prin compararea continuă a prognozelor cu valorile realizate, identificarea tiparelor de eroare, ajustarea modelelor şi îmbunătăţirea constantă a acurateţei prognozelor şi calităţii deciziilor.

102. Platformă de agregare a stocării distribuite – platforma agregă capacitatea bateriilor rezidenţiale şi comerciale mici (baterii casnice, vehicule electrice) într-o baterie virtuală de 10-15 MW, democratizând accesul la beneficiile stocării. Sistemul permite proprietarilor de baterii mici să participe pe pieţele de servicii şi să-şi monetizeze investiţia. Funcţionalităţile principale sunt:

102.1. onboarding şi managementul dispozitivelor, cu suport pentru multiple tipuri de baterii şi protocoale de comunicare, automatizarea procesului de înrolare, verificarea capabilităţilor tehnice şi menţinerea unui registru actualizat al resurselor;

102.2. optimizarea distribuită edge-cloud, prin algoritmi distribuiţi care rulează parţial pe dispozitive locale şi parţial în cloud, optimizând utilizarea bateriilor în funcţie de nevoile locale şi de oportunităţile de piaţă;

102.3. coordonarea cu OSD şi gestionarea congestiilor locale, prin colaborarea cu operatorul de distribuţie pentru evitarea suprasarcinilor reţelei, participarea la pieţele locale de flexibilitate şi contribuţia la stabilitatea reţelei de distribuţie;

102.4. portal pentru proprietari şi transparenţă locală, cu vizualizarea utilizării bateriei, a veniturilor generate, a impactului de CO₂ evitat şi controlul asupra limitelor de utilizare pentru protejarea investiţiei.

103. Indicatorii obiectivelor specifice aferenţi Obiectivului general 3 sunt concepuţi pentru a reflecta nivelul de realizare a acestora şi pentru a sprijini procesul de monitorizare şi evaluare a rezultatelor, fiind prezentaţi în tabelul 14.

Tabelul 14

Indicatori pentru obiectivele specifice aferente Obiectivului general 3

Capitolul V

INDICATORI DE MONITORIZARE ŞI EVALUARE

104. Procesul de monitorizare a implementării prezentului Program va fi organizat printr-un set comun, structurat şi transparent, de indicatori de monitorizare şi evaluare a acţiunilor planificate, prin care se măsoară gradul de implementare şi nivelul de realizare a obiectivelor. Sistemul de monitorizare şi evaluare a Programului este conceput pentru a măsura progresul către obiectivele stabilite, a identifica provocările în implementare şi a asigura că beneficiile digitalizării ajung la toate categoriile de consumatori, în special la grupurile vulnerabile. Indicatorii sunt structuraţi pe trei niveluri – impact, rezultat şi proces, asigurând măsurarea comprehensivă a progresului, fiind aliniaţi la cerinţele europene de monitorizare a digitalizării energetice stabilite în COM(2022) 552, şi preluaţi sau derivaţi din strategiile naţionale ierarhic superioare: Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”, Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova şi Planul naţional integrat privind energia şi clima pentru perioada 2025-2030.

Secţiunea 1

Impactul pe termen mediu al Programului şi contribuţia

sa la strategiile naţionale

105. Implementarea prezentului Program va genera efecte transformatoare asupra domeniului energetic al Republicii Moldova, cu impact direct asupra economiei, societăţii şi mediului:

105.1. impact economic şi competitivitate (2026-2030): digitalizarea infrastructurii energetice va reduce costurile operaţionale cu 20-25% până în 2030, ceea ce se va traduce în tarife mai accesibile pentru consumatori şi competitivitate sporită pentru întreprinderi. Reducerea pierderilor în reţele de la 18% la 10% va genera economii anuale de aproximativ 200 de milioane de lei, resurse care pot fi reinvestite în modernizarea continuă a domeniului energetic. Investiţia totală de 1,81 miliarde de lei va avea o perioadă de recuperare de
5-7 ani prin economiile generate. Aceste realizări contribuie direct la Obiectivul specific 1.2 din Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030” privind dezvoltarea oportunităţilor pentru inovaţii şi antreprenoriat, creând un mediu favorabil pentru noi modele de afaceri în domeniul energetic;

105.2. impact social şi incluziune (efecte vizibile din 2027): Programul va asigura că 100 000 de gospodării vulnerabile (reprezentând 40% din total) vor beneficia de contoare inteligente până în 2030, permiţându-le să-şi gestioneze mai bine consumul şi costurile. Implementarea a 500 000 de contoare inteligente, cu prioritate pentru zonele defavorizate, începând cu 2026, va reduce sărăcia energetică prin tarife diferenţiate şi monitorizare în timp real. Această abordare susţine Obiectivul general 1 al Strategiei naţionale privind creşterea veniturilor şi atenuarea inegalităţilor;

105.3. impact asupra securităţii energetice (operaţional din 2026): fortificarea capacităţilor de securitate cibernetică în domeniul energetic va permite reducerea timpului de detectare a incidentelor de la 72 de ore la o oră până în 2028, asigurând continuitatea serviciilor esenţiale. Certificarea ISO 27001 a şapte operatori de stat şi implementarea soluţiilor moderne de securitate (EDR/XDR, SIEM) vor garanta rezilienţa reţelelor, reducând timpul de recuperare după incidente cibernetice cu impact semnificativ la maximum patru ore. Aceste măsuri contribuie direct la Obiectivul specific 9.3 din Strategia naţională de dezvoltare “Moldova Europeană 2030” privind protecţia infrastructurilor critice şi creşterea rezilienţei naţionale;

105.4. impact asupra tranziţiei verzi (accelerare din 2027): capacitatea de integrare a surselor regenerabile va creşte de la 150 MW la 600 MW până în 2030, facilitată de sisteme digitale de predicţie şi balansare cu acurateţe de 95% şi Virtual Power Plant agregând 300+ surse. Reducerea consumului în orele de vârf cu 150 MW (20%) şi operaţionalizarea a 50 MW stocare digitală vor reduce emisiile de CO₂ cu 2,5 milioane de tone anual. Această transformare contribuie la Obiectivul specific 10.4 privind tranziţia spre economia verde şi la angajamentele PNIEC de 30% energie regenerabilă.

Secţiunea a 2-a

Indicatori de monitorizare a activităţilor

106. Monitorizarea implementării activităţilor-cheie se va face în baza indicatorilor de produs, care sunt reflectaţi în tabelul 15.

Tabelul 15

Indicatori de produs pentru monitorizarea activităţilor-cheie

Secţiunea a 3-a

Indicatori de resurse

107. Monitorizarea implementării activităţilor-cheie se va face şi în baza indicatorilor de resurse, care sunt reflectaţi în tabelul 16.

Tabelul 16

Indicatori de resurse pentru monitorizarea investiţiilor şi a capacităţilor

Secţiunea a 4-a

Indicatori de performanţă sectorială

108. Monitorizarea implementării activităţilor-cheie se va realiza în baza indicatorilor de performanţă sectorială, prezentaţi în tabelul 17.

Tabelul 17

Indicatori de rezultat pentru performanţa sectorială

___________________________

Notă: Valorile şi dinamica indicatorilor de calitate a serviciilor (SAIDI, SAIFI) se stabilesc conform Regulamentului privind calitatea serviciilor de transport şi de distribuţie a energiei electrice, aprobat prin Hotărârea ANRE nr.537/2020.

Secţiunea a 5-a

Metodologia de colectare şi validare a datelor

109. Colectarea datelor se va realiza prin trei mecanisme principale, cu responsabilităţi clare definite pentru fiecare actor instituţional implicat. Platformele digitale naţionale RNLC şi PNME vor furniza date în timp real prin API REST securizate, în timp ce cele 500 000 de contoare inteligente vor raporta la intervale de 15 minute prin sistemul HES+MDM. Se va asigura monitorizarea continuă 24/7 cu raportare automată a incidentelor, iar sistemele SCADA/EMS vor transmite date operaţionale la fiecare cinci secunde.

110. Raportarea periodică va include rapoarte lunare din sistemele DRMS pentru participanţii răspuns la cerere, rapoarte trimestriale de la operatori privind personalul şi investiţiile, precum şi rezultatele auditurilor semestriale de conformitate ISO 27001 şi Directiva NIS2, prezentate de operatori pe baza certificatelor emise de organismele acreditate. ANRE colectează şi utilizează aceste rapoarte în activitatea sa de monitorizare, iar Ministerul Energiei asigură validarea finală pe baza indicatorilor stabiliţi în tabelul 18.

Tabelul 18

Standarde de calitate pentru datele monitorizate

Secţiunea a 6-a

Sistem de alertă timpurie

111. Pentru asigurarea implementării la timp a prezentului Program, se stabilesc praguri de alertă care vor declanşa acţiuni corective diferenţiate în funcţie de gravitatea abaterilor de la ţinte. Aceste praguri şi mecanismele aferente sunt prezentate în tabelul 19.

Tabelul 19

Matricea sistemului de alertă timpurie

Capitolul VI

IMPACTUL PROGRAMULUI

112. Implementarea prezentului Program, cu investiţii totale de
1 807,8 milioane de lei, va genera efecte transformatoare multidimensionale asupra economiei, societăţii şi mediului din Republica Moldova. Analiza comprehensivă a impacturilor pe termen scurt (2026-2027), mediu (2028-2029) şi lung (2030 şi ulterior) confirmă contribuţia directă la realizarea indicatorilor stabiliţi în capitolul V, la obiectivele Strategiei naţionale de dezvoltare “Moldova Europeană 2030”, la angajamentele internaţionale, precum şi la integrarea în spaţiul energetic european digital.

Secţiunea 1

Descrierea efectelor pe termen mediu şi contribuţia la indicatori strategici

113. Efectele transformatoare pe termen mediu (2028-2029) reprezintă punctul de inflexiune când investiţiile iniţiale în digitalizare generează beneficii sistemice măsurabile. Până în 2028, infrastructura digitală va atinge masa critică necesară pentru efecte de reţea, cu 65% din infrastructura digitalizată, permiţând sistemului energetic să opereze ca o platformă integrată. RNLC va fi operaţional cu 1,2 milioane de locuri de consum înregistrate din 1,5 milioane ţintă, PNME va avea şapte module active din 10 planificate, integrând 12 operatori, iar
SIA SINEE va fi complet implementat cu toate cele 10 subsisteme funcţionale. Pierderile vor fi reduse la 12%, generând economii de 200 milioane de lei anual, în timp ce integrarea eficientă a 400 MW surse regenerabile cu sisteme digitale avansate va contribui direct la Obiectivul specific 7.3 din SND 2030 privind integrarea tehnologiilor în guvernanţă şi la ţintele PNIEC pentru 30% de energie regenerabilă.

114. Consolidarea rezilienţei şi a securităţii sistemului se va realiza prin intermediul unei subdiviziuni specializate a ME, cu 15 specialişti şi cu certificarea ISO 27001 a tuturor celor şapte operatori critici de stat. Timpul de detectare va fi redus sub o oră şi remedierea se va face în patru ore pentru serviciile critice, cu procesarea a peste 200 de incidente lunar, cu rata de succes de 95%. Monitorizarea 24/7 a întregii infrastructuri critice prin capacităţi operaţionale de securitate cibernetică şi implementarea completă a soluţiilor EDR/XDR, SIEM şi infrastructură de înaltă disponibilitate vor susţine Obiectivul specific 9.3 din SND 2030.

115. Democratizarea accesului la servicii energetice moderne se va manifesta prin instalarea a 265 000 de contoare inteligente din totalul de 500 000 şi echiparea digitală a 50 000 de gospodării vulnerabile. Aceasta va permite pentru 35% dintre consumatori accesul la date în timp real prin aplicaţii mobile, 200 000 de consumatori vor beneficia de tarife dinamice economisind 10-15% din factură, iar 60 000 vor participa în programe de demand response. Eliminarea estimărilor şi a erorilor de facturare pentru utilizatorii digitali va contribui la Obiectivul general 1 din SND 2030 privind creşterea veniturilor şi atenuarea inegalităţilor.

116. Teoria schimbării validate prin lanţul de impact demonstrează transformarea sistemică: inputurile de 543,5 milioane de lei investiţi în perioada 2026-2027 vor genera implementarea a 27 de acţiuni majore până în 2028, rezultând în sisteme digitale operaţionale, care vor produce până în 2030 instalarea a 500 000 de contoare inteligente, integrarea a 600 MW surse regenerabile şi 50 MW capacitate de stocare, conducând la transformarea sistemică completă a domeniului până în 2035.

Secţiunea a 2-a

Impact economic sistemic

117. Transformarea digitală va genera efecte economice directe prin reducerea pierderilor în reţele cu până la 200 de milioane de lei anual până în 2030 şi economii operaţionale de 20-25% prin automatizare şi optimizare. Efectele indirecte includ atragerea a 1,8 miliarde de lei investiţii private şi crearea a 1 200 de locuri de muncă permanente în domeniul digital-energetic. Impactul indus se va manifesta prin creşterea cu 0,3% a contribuţiei la PIB şi dezvoltarea unui ecosistem de 50 start-upuri specializate în soluţii digitale energetice. În consecinţă, transformarea digitală a modelului economic va genera un impact economic multistratificat, cu efecte directe, indirecte şi induse, astfel cum sunt prezentate în tabelul 20.

Tabelul 20

Matricea impactului economic multistratificat

Secţiunea a 3-a

Impact social cuprinzător

118. Digitalizarea va transforma fundamental relaţia dintre consumatori şi sistemul energetic, prin distribuţia beneficiilor sociale pe categorii de consumatori, conform tabelului 21.

Tabelul 21

Distribuţia beneficiilor sociale pe categorii de consumatori

119. Transformarea digitală va reconfigura piaţa muncii în domeniul energetic, prin evoluţiile detaliate în tabelul 22.

Tabelul 22

Transformarea pieţei muncii în domeniul energetic

Secţiunea a 4-a

Impact administrativ şi instituţional

120. Eficienţa administrării publice prin digitalizare va transforma radical capacitatea administrativă şi de guvernanţă în domeniul energetic, cu efecte pe termen mediu, detaliate în tabelul 23.

Tabelul 23

Eficienţa administrării publice energetice prin digitalizare

121. Conformitatea şi integrarea europeană se va realiza etapizat, cu transpunerea completă a Directivei 2019/944 şi a regulamentelor codurilor de reţea până în 2027, integrarea RNLC/PNME cu Spaţiul European de Date Energetice în 2028, participarea completă la platformele ENTSO-E prin sisteme digitale în 2029 şi transformarea Republicii Moldovei într-un hub regional pentru inovaţie digitală în energie până în 2030, conectând cel puţin trei ţări vecine.

Secţiunea a 5-a

Impactul asupra mediului şi contribuţia la obiectivele climatice

122. Digitalizarea este catalizatorul fundamental pentru neutralitatea climatică, sprijinind tranziţia verde şi reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, aspecte reflectate în tabelul 24.

Tabelul 24

Indicatori de impact asupra mediului şi tranziţiei verzi

123. Digitalizarea va cataliza neutralitatea climatică prin integrarea eficientă a 600 MW surse regenerabile până în 2030, reducerea emisiilor cu 2,5 milioane tone CO₂ anual şi creşterea eficienţei sistemului cu 18% prin optimizare bazată pe inteligenţă artificială. Durabilitatea şi economia circulară vor fi asigurate prin sistemul complet de tracking pentru toate echipamentele digitale până în 2028, prin programul naţional de reciclare din 2029 şi prin atingerea unei rate de reciclare de 90% pentru componente electronice până în 2030.

Secţiunea a 6-a

Impactul asupra grupurilor specifice

124. În cadrul prezentului Program următoarele impacturi, prin analiza granulară a beneficiilor pentru fiecare grup vulnerabil sau specific, se definesc conform tabelului 25.

Tabelul 25

Analiza impactului pentru grupuri vulnerabile şi specifice

Secţiunea a 7-a

Sustenabilitatea impactului pe termen lung

125. Sustenabilitatea financiară va fi asigurată prin modelul de afaceri autosustenabil din 2029, cu economii anuale de peste 400 de milioane de lei care acoperă costurile operaţionale. Un tarif de utilizare a infrastructurii digitale de 1,5% din economiile realizate de utilizatori şi un fond de modernizare continuă de 80 de milioane de lei anual reinvestiţi începând cu 2030 vor asigura dezvoltarea continuă. Parteneriatele public-private vor facilita investiţiile pentru scalare după 2030.

126. Sustenabilitatea tehnologică se va baza pe actualizarea continuă a sistemelor prin principiul evergreen IT, evitarea dependenţei de furnizori unici prin utilizarea standardelor deschise şi a soluţiilor open-source, sisteme care învaţă şi se optimizează continuu prin algoritmi ML/AI şi prin pregătirea infrastructurii pentru următoarea generaţie tehnologică.

127. Sustenabilitatea socială va fi garantată prin integrarea educaţiei digitale în curriculumul naţional, prin programe comunitare permanente şi prin monitorizarea continuă a incluziunii. Sustenabilitatea instituţională va fi asigurată prin cadrul legal actualizat dinamic, prin capacitatea instituţională consolidată şi prin guvernanţa participativă permanentă.

128. Până în 2030, Republica Moldova va fi transformată într-o economie digitală energetică avansată, caracterizată prin sistem energetic complet digitalizat, cu infrastructură smart 100% şi zero blackout-uri majore, societate incluzivă digital cu 80% dintre vulnerabili conectaţi şi facturi reduse cu 20%, economie competitivă verde cu productivitate crescută cu 40% şi 50 de
start-upuri în ecosistem, neutralitate climatică în domeniul energetic cu 600 MW surse regenerabile integrate şi 150 MW flexibilitate, poziţionând ţara ca hub regional de inovaţie în digitalizarea energetică şi creând fundamentul pentru prosperitate durabilă şi incluzivă în deceniile următoare.

Capitolul VII

COSTURI FINANCIARE ESTIMATE

PENTRU IMPLEMENTAREA PROGRAMULUI

Secţiunea 1

Matricea centralizată a costurilor Programului

129. Prezentul compartiment detaliază resursele financiare necesare pentru implementarea prezentului Program, elaborat în conformitate cu prevederile punctului 18.7 din Regulamentul cu privire la planificarea strategică, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.386/2020. Estimările de costuri sunt structurate pe obiective specifice, ani de implementare şi surse de finanţare, asigurând corelarea cu programele/subprogramele bugetare relevante şi evidenţiind distinct resursele acoperite versus cele neacoperite în etapa planificării.

130. Prezentul Program vizează implementarea a trei obiective generale strategice: dezvoltarea infrastructurii digitale inteligente şi interoperabile în domeniul energetic, consolidarea rezilienţei cibernetice a infrastructurii critice energetice şi accelerarea tranziţiei către energie verde şi decarbonizare prin soluţii digitale incluzive. Implementarea acestor obiective va transforma fundamental domeniul energetic al Republicii Moldova, contribuind decisiv la securitatea şi rezilienţa energetică, la eficienţa operaţională şi administrativă, precum şi la atingerea neutralităţii climatice până în 2030. Estimările financiare pentru atingerea acestor obiective sunt prezentate în tabelul 26.

Tabelul 26

Centralizator al costurilor Programului (mii lei)

Secţiunea a 2-a

Detalierea costurilor pentru obiectivele specifice

131. Costul total estimat pentru Obiectivul specific 1.1. Modernizarea digitală şi integrarea, până în 2028, a cel puţin 80% din infrastructura critică energetică într-un sistem unificat de monitorizare este de 135 000 mii de lei, din care 42 000 mii de lei sunt acoperite din asistenţă externă, iar 93 000 mii de lei rămân neacoperite. Componentele principale includ RNLC şi PNME, cu un cost total estimat de 100 000 mii de lei, distribuit astfel: 20 000 mii de lei în 2026 reprezentând 20% din total, 40 000 mii de lei în 2027 reprezentând 40%, şi
40 000 mii de lei în 2028 pentru ultimele 40%. Pentru RNLC există o finanţare parţială de 7 000 mii de lei disponibilă prin PNUD Moldova, distribuită proporţional pe cei trei ani de implementare cu 1 400 mii de lei în 2026,
2 800 mii de lei în 2027 şi 2 800 mii de lei în 2028. PNME rămâne complet neacoperit, rezultând un deficit total de finanţare de 93 000 mii de lei pentru care urmează identificarea resurselor din asistenţă externă.

132. Sistemul informaţional naţional din domeniul eficienţei energetice
SIA SINEE, conform Hotărârii Guvernului nr.144/2025 cu privire la aprobarea Conceptului Sistemului informaţional naţional în domeniul eficienţei energetice, necesită investiţii de 35 000 mii de lei, distribuite cu 7 000 mii de lei în 2026,
14 000 mii de lei în 2027 şi 14 000 mii de lei în 2028. Această componentă este în mare parte acoperită prin negocieri în curs cu GIZ şi Banca Mondială.

133. Investiţia totală pentru contorizarea inteligentă conform Obiectivului specific 1.2. Asigurarea, până în 2030, a accesului la contoare inteligente pentru cel puţin 40% din consumatorii casnici, cu prioritate pentru zonele urbane şi gospodăriile vulnerabile se ridică la 1 194 900 mii de lei. Componentele principale includ achiziţia şi instalarea a 500 000 de unităţi de contoare inteligente cu un cost total de 1 162 500 mii de lei, calculat la un preţ mediu de
2 500 de lei per unitate. Distribuţia pe ani prevede instalarea a 65 000 de contoare în 2026 cu o investiţie de 162 500 mii de lei acoperită integral prin finanţarea de la Guvernul Italiei prin PNUD, 50 000 de contoare în 2027 reprezentând 125 000 mii de lei acoperite parţial, 150 000 de contoare în 2028 necesitând 375 000 mii de lei neacoperite, 100 000 de contoare în 2029 cu
250 000 mii de lei neacoperite şi 100 000 de contoare în 2030 cu aceeaşi valoare de 250 000 mii de lei neacoperite. Platformele HES şi MDM necesită o investiţie de 30 000 mii de lei în 2026, sumă acoperită prin PNUD Moldova. Studiul de fezabilitate ADMS estimat la 2 400 mii de lei rămâne neacoperit.

134. Pentru Obiectivul specific 1.3. Automatizarea şi monitorizarea digitală în timp real a cel puţin 90% din procesele operaţionale critice până în anul 2028, costurile nu sunt incluse în bugetul Programului. Modernizarea sistemelor industriale de control de tip SCADA, precum şi cele ce ţin de activitatea administrativă şi comercială – ERP, CRM şi Billing va fi realizată de către operatori (transport şi sistem, distribuţie, furnizare, producere) prin propriile planuri de investiţii, avizate şi aprobate de ANRE, cu prezentarea justificărilor în baza studiilor de fezabilitate. Costurile estimate pentru fiecare sistem pot depăşi 20-40 milioane de lei.

135. Investiţia totală pentru Obiectivul specific 2.1. Asigurarea, până la sfârşitul anului 2026, a monitorizării 24/7 a 100% din infrastructura critică energetică prin consolidarea capacităţilor de securitate cibernetică ale operatorilor de infrastructură energetică, inclusiv prin implementarea de mecanisme moderne de detectare şi răspuns rapid, în conformitate cu cerinţele naţionale şi directivele UE (inclusiv Directiva NIS2), costul total estimat este de 75 000 mii de lei. Acesta include implementarea infrastructurii hardware şi software de securitate cibernetică, precum şi certificarea sistemelor de securitate conform standardelor ISO/IEC 27001 şi Directivei NIS2. Resursele sunt aşteptate exclusiv din asistenţă externă, inclusiv PNUD, UE şi alţi parteneri internaţionali, fără implicarea bugetului de stat.

136. Costul total pentru Obiectivul specific 2.2. Asigurarea, până la sfârşitul anului 2027, a certificării tuturor operatorilor de infrastructură critică energetică conform standardelor ISO/IEC 27001 şi cerinţelor Directivei NIS2 pentru certificarea celor şapte operatori de stat este de 17 900 mii de lei. Pentru operatorii mici, care includ trei entităţi precum SA “CET-Nord”,
SA “FEE-Nord”. şi Î.S. “Nodul Hidroenergetic Costeşti”, costul per operator variază între 1 500 şi 2 600 mii de lei, totalizând între 4 500 şi 7 800 mii de lei. Pentru operatorii medii, reprezentaţi de patru entităţi precum SA “RED-Nord”,
SA “Termoelectrica”, Î.S. “Moldelectrica” şi SA “Energocom”, costul per operator este între 2 200 şi 3 600 mii de lei, însumând între 8 800 şi 14 400 mii de lei. Componentele minime ale certificării includ ISO/IEC 27001 pentru audit şi certificare, ISO 22301 pentru continuitate operaţională, conformitate cu standardele IEC 62443, IEC 62351 şi Directiva NIS2, precum şi training pentru personal şi elaborarea procedurilor necesare. Distribuţia costurilor prevede
7 000 mii de ei în 2026 pentru analiza decalajelor, elaborarea procedurilor şi training,
9 500 mii de lei în 2027 pentru audit şi certificare propriu-zisă şi 1 400 mii de lei în 2028 pentru supravegherea anuală. Operatorii privaţi vor suporta costuri similare din surse proprii, conform planurilor investiţionale aprobate de ANRE.

137. Investiţia totală pentru Obiectivul specific 2.3. Asigurarea, până în 2028, a reducerii timpului de recuperare după incidente cibernetice cu impact semnificativ la maximum patru ore pentru serviciile critice pentru cei şapte operatori de stat este de 140 000 mii de lei, dintre care 13 000 mii de lei sunt acoperite din asistenţă externă, iar 127 000 mii de lei rămân neacoperite. Pentru fiecare operator sunt estimate costuri de aproximativ 20 000 mii de lei, care includ soluţii software de securitate cu licenţe pe 36 de luni precum antivirus EDR/XDR, SIEM enterprise şi DLP, infrastructură hardware redundantă incluzând core switches în regim de înaltă disponibilitate, firewall-uri enterprise şi sisteme de servere şi stocare, precum şi servicii de implementare cuprinzând instalare, configurare, ajustare fină şi transfer de cunoştinţe. Distribuţia costurilor prevede câte 70 000 mii de lei în 2026 şi 2027. Finanţarea parţială de 13 000 mii de lei este confirmată de la PNUD Moldova, rezultând un deficit de 127 000 mii de lei. Operatorii privaţi vor implementa măsuri similare din resurse proprii, cu costuri estimate între 20 şi 40 milioane de lei per operator.

138. Investiţia totală pentru Obiectivul specific 3.1. Asigurarea, până în 2030, a unei capacităţi de integrare de 600 MW din surse regenerabile, susţinută de digitalizarea avansată a reţelelor energetice pe perioada 2026-2030 este de 100 000 mii de lei, complet neacoperită. Sistemele digitale pentru gestionarea variabilităţii producţiei regenerabile includ un sistem de prognoză meteo avansată cu inteligenţă artificială pentru predicţia producţiei eoliene şi solare, cu acurateţe de peste 95%, integrând date geospaţiale şi staţii meteo locale, cu un cost estimat între 15 000 şi 20 000 mii de lei, care va genera beneficii prin reducerea dezechilibrelor cu 40% şi optimizarea dispecerizării. Virtual Power Plant pentru agregarea şi optimizarea a peste 300 de surse distribuite şi management centralizat al prosumatorilor necesită între 25 000 şi 30 000 mii de lei, facilitând creşterea flexibilităţii sistemului şi participarea la piaţa de echilibrare. Sistemele SCADA dedicate pentru parcuri regenerabile, asigurând monitorizare şi control în timp real cu integrare în sistemul naţional de dispecerizare, sunt estimate între 20 000 şi 25 000 mii de lei, oferind timp de răspuns mai puţin de o secundă şi conformitate cu codul de reţea. Energy Management System avansat pentru optimizare multiobiectiv şi algoritmi de machine learning pentru balansare necesită între 25 000 şi 30 000 mii de lei, cu beneficii estimate în reducerea costurilor de balansare cu 30%. Distribuţia costurilor prevede 15 000 mii de lei în 2026 pentru studii, design şi pilot, câte
25 000 mii de lei anual în 2027-2028 pentru implementare şi câte 17 500 mii de lei anual în 2029-2030 pentru extindere şi optimizare.

139. Costul total pentru Obiectivul specific 3.2. Asigurarea, până în anul 2030, a reducerii cu cel puţin 20% a consumului de energie în orele de vârf prin digitalizarea managementului cererii pe perioada 2026-2030 este de 75 000 mii de lei, integral neacoperit. Platformele digitale pentru managementul cererii includ Demand Response Management System pentru o platformă centralizată, deservind peste 100 000 de consumatori cu automatizare de evenimente şi cu compensaţii, estimat între 20 000 şi 25 000 mii de lei, generând beneficii prin reducerea vârfului cu 100-150 MW şi economii de 200 de milioane de lei anual. Sistemul de tarife dinamice în timp real cu tarifare orară sau la 15 minute, bazată pe piaţa spot şi integrare cu contoarele inteligente necesită între 15 000 şi 20 000 mii de lei, stimulând consumul în orele cu producţie regenerabilă mare. Aplicaţiile mobile pentru consumatori cu vizualizare consum, tarife, recomandări şi gamificare necesită între 10 000 şi 12 000 mii de lei, asigurând engagement pentru 40% din consumatori şi reducere consum cu 10-15%. Agregatorii de flexibilitate pentru agregarea consumatorilor mici şi participare la pieţe de servicii de sistem sunt estimaţi între 18 000 şi 20 000 mii de lei, valorificând flexibilitate de peste 50 MW. Distribuţia include 10 000 mii de lei în 2026 pentru dezvoltare platforme-pilot, câte 20 000 mii de lei anual în 2027-2028 pentru implementare naţională şi câte 12 500 mii de lei anual în 2029-2030 pentru optimizare şi funcţionalităţi noi.

140. Investiţia totală pentru Obiectivul specific 3.3. Asigurarea, până în 2029, a operaţionalizării sistemelor digitale pentru gestionarea unei capacităţi de stocare a energiei de minimum 50 MW pe perioada 2026-2029 este de 70 000 mii de lei, neacoperită integral. Sistemele digitale pentru gestionarea stocării includ Battery Management System centralizat pentru monitorizare şi control a peste 20 de locaţii de stocare, cu optimizarea duratei de viaţă a bateriilor, estimat între 15 000 şi 18 000 mii de lei, extinderea duratei de viaţă cu 20% şi eficienţă peste 90%. Energy Storage Management Platform pentru optimizare încărcare-descărcare bazată pe AI şi participare automată la multiple pieţe necesită între
20 000 şi 25 000 mii de lei, generând venituri de peste 50 milioane de lei anual din servicii de sistem. Sistemul de prognoză şi optimizare stocare pentru predicţie preţuri, cerere şi producţie regenerabilă cu strategii optimale de tranzacţionare este estimat între 12 000 şi 15 000 mii de lei, maximizând profitul cu ROI sub cinci ani. Platforma de agregare stocare distribuită pentru coordonare baterii rezidenţiale şi comerciale într-o virtual battery de peste 10 MW necesită între 10 000 şi 12 000 mii de lei, optimizând utilizarea resurselor distribuite. Distribuţia prevede 8 000 mii de lei în 2026 pentru studii de fezabilitate şi design, 15 000 mii de lei în 2027 pentru dezvoltare platforme, 22 000 mii de lei în 2028 pentru implementare şi integrare şi 25 000 mii de lei în 2029 pentru extindere capacitate.

Secţiunea a 3-a

Asigurarea finanţării şi sustenabilitatea Programului

141. Analiza financiară identifică un deficit de finanţare de 1 560 300 mii de lei, reprezentând 86,3% din costul total al Programului. Sursele de finanţare confirmate totalizează 247 500 mii de lei sau 13,7%, care provin de la Guvernul Italiei prin PNUD, cu 192 500 mii de lei pentru contoare inteligente şi platforme HES+MDM, GIZ şi Banca Mondială cu 35 000 mii de lei pentru SIA SINEE, PNUD Moldova cu 7 000 mii de lei pentru RNLC şi 13 000 mii de lei pentru rezilienţa cibernetică.

142. Necesităţile urgente de finanţare se concentrează pe trei direcţii majore. Pentru Obiectivul general 1 sunt necesare 1 095 400 mii de lei pentru RNLC şi PNME cu 93 000 mii de lei, contoare inteligente pentru perioada 2027-2030 cu 1 000 000 mii de lei şi studiul ADMS cu 2 400 mii de lei. Obiectivul general 2 necesită 219 900 mii de lei pentru fortificarea capacităţilor de securitate cibernetică în domeniul energetic: 75 000 mii de lei pentru dezvoltarea şi operarea capacităţilor operaţionale 24/7, 17 900 mii de lei pentru certificarea ISO/IEC 27001 şi conformarea Directivei NIS2 şi cu 127 000 mii de lei pentru modernizarea soluţiilor de securitate cibernetică. Pentru Obiectivul general 3 sunt necesare 245 000 mii de lei destinate sistemelor de integrare a surselor regenerabile cu 100 000 mii de lei, platformelor de management al cererii cu 75 000 mii de lei şi sistemelor de gestionare a stocării cu 70 000 mii de lei.

143. Abordarea pentru asigurarea finanţării include intensificarea dialogului cu partenerii de dezvoltare, cu accent pe Fondul European de apărare pentru componenta de securitate cibernetică, programele NATO pentru protecţia infrastructurii critice, facilităţile UE pentru conformitate cu Directiva NIS2, Fondul pentru modernizare UE şi Green Deal pentru Obiectivul general 3, precum şi BERD şi BEI pentru infrastructura verde digitală. Se va explora posibilitatea dezvoltării unor mecanisme de finanţare inovatoare precum parteneriate public-private pentru infrastructura de contorizare inteligentă, credite concesionale pentru modernizarea securităţii cibernetice, scheme de partajare a costurilor între operatori pentru ME, obligaţiuni verzi pentru sistemele de integrare regenerabile şi partajarea veniturilor pentru platformele de flexibilitate.

144. Prioritizarea implementării se va face în funcţie de resursele disponibile, cu fortificarea securităţii cibernetice ca prioritate maximă ce derivă din cerinţele legale şi operaţionale urgente, urmată de contorizarea inteligentă cu impact direct asupra consumatorilor, de sistemele pentru integrare regenerabile conform angajamentelor climatice, şi de platformele de management al cererii şi stocare.

145. Coordonarea cu ANRE va asigura includerea costurilor de securitate cibernetică în tarifele reglementate, crearea unui mecanism de recuperare a investiţiilor în digitalizare şi investiţii inteligente, precum şi stimulente tarifare pentru participarea la programe de flexibilitate, în conformitate cu metodologiile şi regulamentele aprobate de ANRE. Se vor accesa fonduri climatice internaţionale precum Fondul verde pentru climă, facilitatea de investiţii pentru vecinătate şi instrumentele de finanţare a tranziţiei juste.

Secţiunea a 4-a

Monitorizarea şi evaluarea impactului economic

146. Implementarea compartimentului de costuri va fi monitorizată trimestrial, cu raportare anuală către Guvern privind gradul de absorbţie a fondurilor alocate, progresul în mobilizarea resurselor neacoperite, ajustările necesare în funcţie de evoluţia preţurilor şi disponibilitatea finanţării, conformitatea cu cerinţele de securitate cibernetică şi termenele legale, conform Legii nr.48/2023 privind securitatea cibernetică şi Directivei NIS2, statutul certificărilor ISO/IEC pentru operatorii de infrastructură critică, progresul în integrarea surselor regenerabile şi reducerea emisiilor, precum şi impactul asupra consumatorilor vulnerabili şi măsurile de incluziune.

147. Perioada de implementare este stabilită pentru anii 2026-2030, cu accent pe primii trei ani pentru componentele critice. Costurile estimate vor fi revizuite anual în funcţie de evoluţia tehnologică şi preţurilor de piaţă. Operatorii privaţi nu sunt incluşi în estimările de costuri, aceştia urmând să-şi planifice investiţiile prin planuri proprii aprobate de ANRE. Sinergiile şi economiile de scară prin implementarea integrată a celor trei obiective generale pot genera economii estimate de 10-15% faţă de implementarea separată.

148. Investiţia totală de 1 807 800 mii de lei, echivalentul a aproximativ 90,4 milioane de euro, va genera beneficii substanţiale. Reducerea pierderilor tehnice cumulative pe tot lanţul valoric tehnologic de până la 40% poate genera economii consolidate de circa 150 de milioane de lei anual. Reducerea costurilor operaţionale pentru toţi operatorii cu 20-25% va genera economii suplimentare de până la 200 milioane de lei anual. Integrarea a 600 MW surse regenerabile va atrage investiţii private de peste două miliarde de lei, reducerea emisiilor CO₂ cu
2,5 milioane tone anual până în 2030, crearea a peste 1 200 de locuri de muncă în domeniul digital-energetic şi îmbunătăţirea calităţii serviciilor pentru
1,2 milioane de consumatori. Perioada de recuperare a investiţiei este estimată la 5-7 ani prin economiile generate şi veniturile suplimentare.

149. În cadrul monitorizării şi evaluării impactului economic, un aspect central îl constituie disponibilitatea resurselor financiare externe, având în vedere că aproximativ 86,3% din buget urmează să fie acoperit prin asistenţă externă şi investiţii private. Implementarea prezentului Program se va sprijini pe capacitatea operatorilor de a accesa şi a valorifica aceste surse de finanţare, în condiţiile în care costurile planificate nu presupun alocări suplimentare din bugetul de stat, fiind corelate cu finalizarea acordurilor de finanţare.

Capitolul VIII

RISCURI DE IMPLEMENTARE

150. Managementul proactiv al riscurilor este esenţial pentru implementarea cu succes a prezentului Program, prin provocările inevitabile ale unei transformări de această amploare. Acest capitol prezintă o evaluare comprehensivă a riscurilor potenţiale, utilizând metodologii calitative şi cantitative aliniate standardelor internaţionale ISO 31000 şi practicilor avansate din Planul de acţiune UE pentru digitalizarea sistemului energetic (COM(2022) 552 final). Cu un buget dedicat de circa 20% din costul total al Programului prevăzut pentru managementul riscurilor, structuri clare de guvernanţă şi măsuri proactive de mitigare, probabilitatea de succes a Programului este estimată la peste 85%, semnificativ peste media europeană de 65% înregistrată în proiecte similare.

Secţiunea 1

Cadrul metodologic de evaluare a riscurilor

151. Evaluarea riscurilor se realizează prin multiplicarea probabilităţii de apariţie cu impactul potenţial. Scala de evaluare a probabilităţii clasifică riscurile ca scăzute pentru probabilitate sub 20%, medii pentru probabilitate între 20 şi 50% şi ridicate pentru probabilitate peste 50%. Scala de evaluare a impactului consideră impactul scăzut pentru întârzieri sub trei luni şi costuri suplimentare sub 5% din buget, impact mediu pentru întârzieri de 3-6 luni şi costuri de 5-15% din buget şi impact ridicat pentru întârzieri peste şase luni şi costuri peste 15% din buget.

152. Scorul riscurilor rezultă din multiplicarea probabilităţii cu impactul, generând valori între 1 şi 9. Riscurile cu scor 1-2 sunt considerate scăzute şi necesită doar acceptare şi monitorizare periodică. Riscurile cu scor 3-4 sunt medii şi necesită elaborarea unui plan de contingenţă cu monitorizare activă. Riscurile cu scor 6-9 sunt ridicate şi necesită aplicarea imediată a măsurilor corective şi preventive.

Secţiunea a 2-a

Registrul consolidat al riscurilor identificate

153. Registrul consolidat al riscurilor identificate reprezintă cadrul de referinţă în care sunt reunite şi sistematizate rezultatele procesului de analiză a riscurilor realizat la nivelul prezentului Program. Acesta oferă o imagine integrată asupra tipologiilor de riscuri identificate, a factorilor determinanţi şi a domeniilor asupra cărora pot produce efecte, constituind, totodată, baza pentru o abordare unitară şi comparabilă a gestionării lor.

154. Pentru o înţelegere detaliată şi operaţională, registrul este completat prin prezentarea tabelară a fiecărui risc în parte, corelat cu măsurile de atenuare propuse (a se vedea tabelul 27). Această structurare permite atât evidenţierea legăturii dintre riscuri şi acţiunile corective sau preventive corespunzătoare, cât şi facilitarea procesului de monitorizare, actualizare periodică şi fundamentare a deciziilor de management.

Tabelul 27

Registrul detaliat al riscurilor şi măsurile de atenuare

Secţiunea a 3-a

Matricea vizuală a riscurilor

155. Analiza distribuţiei riscurilor în baza unei hărţi termice a acestora (tabelul 28) evidenţiază faptul că acestea au fost identificate în mod realist şi raportate la scopul final al prezentului Program – transformarea digitală a domeniului energetic, fapt care permite focalizarea acţiunilor asupra aspectelor esenţiale pentru modernizarea infrastructurii şi a proceselor în domeniu.

156. Corelarea riscurilor cu măsurile de monitorizare şi atenuare asigură premise favorabile pentru implementarea etapizată şi sustenabilă a transformării digitale, consolidând încrederea că prezentul Program poate livra rezultatele aşteptate şi poate contribui la creşterea rezilienţei sistemului energetic.

Tabelul 28

Harta termică a riscurilor (probabilitate x impact)

Secţiunea a 4-a

Structura de guvernanţă şi procesul de management al riscurilor

157. Structura de guvernanţă pentru managementul riscurilor include un comitet de risc cu întruniri lunare şi raportare trimestrială către Guvern, un manager de risc dedicat prezentului Program, care raportează direct secretarului de stat, şi responsabili de risc desemnaţi în fiecare instituţie implementatoare. Procesul continuu de management şi monitorizare a riscurilor este prezentat în tabelul 29.

Tabelul 29

Procesul continuu de management şi monitorizare a riscurilor

Secţiunea a 5-a

Indicatori-cheie de monitorizare a riscurilor

158. În cadrul prezentului Program se propun următorii indicatori-cheie pentru monitorizarea riscurilor (KRI) şi pragurile de alertă, conform tabelului 30.

Tabelul 30

Indicatori-cheie pentru monitorizarea riscurilor (KRI) şi pragurile de alertă

Secţiunea a 6-a

Lecţii învăţate şi îmbunătăţire continuă

159. Mecanismele de îmbunătăţire continuă a managementului riscurilor includ crearea unui registru centralizat al lecţiilor învăţate cu cazuri documentate, revizuirea semestrială a eficacităţii măsurilor şi identificarea modelelor recurente, analiza comparativă cu programe similare din UE pentru identificarea bunelor practici şi actualizarea anuală a metodologiei de evaluare şi management al riscurilor pe baza experienţei acumulate şi a evoluţiei contextului de implementare.

Capitolul IX

AUTORITĂŢI ŞI INSTITUŢII RESPONSABILE

160. Realizarea cu succes a prezentului Program depinde fundamental de existenţa unei structuri de guvernanţă clare, eficiente şi responsabile, care să definească arhitectura instituţională, rolurile şi responsabilităţile specifice ale fiecărei autorităţi implicate, precum şi mecanismele de coordonare şi monitorizare a performanţei, în conformitate cu bunele practici europene cuprinse în Planul de acţiune UE pentru digitalizarea sistemului energetic (COM(2022) 552 final).

161. Arhitectura instituţională prevăzută de prezentul Program se aliniază cadrului normativ stabilit prin Legea nr.48/2023 privind securitatea cibernetică, evitând suprapunerea competenţelor şi respectând delimitarea responsabilităţilor dintre autorităţile de securitate cibernetică şi cele de reglementare energetică.

Secţiunea 1

Structura de guvernanţă a Programului

162. În vederea coordonării tehnice şi operaţionale a implementării prezentului Program, se instituie Comitetul sectorial tehnic de coordonare pentru digitalizarea şi securitatea energetică (în continuare – Comitet sectorial tehnic), care reprezintă structura decizională supremă a Programului.

163. Comitetul sectorial tehnic se instituie prin ordin al ministrului energiei şi este o structură funcţională (a se vedea tabelul 31), fără personalitate juridică, având următoarea componenţă şi organizare:

163.1. este prezidat de ministrul energiei, care coordonează executiv toate activităţile prevăzute de prezentul Program;

163.2. în calitate de membri permanenţi sunt: ministrul dezvoltării economice şi digitalizării, ministrul educaţiei şi cercetării şi ministrul muncii şi protecţiei sociale;

163.3. în calitate de membri consultanţi sunt: un reprezentant desemnat al Prim-ministrului – în calitate de garant al implementării strategice a Programului şi a coerenţei cu politicile naţionale, directorul ASC, directorul ANRE şi directorul SIS, cu rol exclusiv de expertiză şi consultanţă tehnică. Participarea acestora nu substituie şi nu prejudiciază în niciun fel atribuţiile legale şi procedurile decizionale ale autorităţilor şi ale instituţiilor pe care le reprezintă, fiecare exercitându-şi mandatul strict în limitele stabilite de cadrul normativ aplicabil, inclusiv Legea nr.48/2023 privind securitatea cibernetică, legislaţia sectorială în domeniul energetic şi cadrul normativ privind activitatea SIS;

163.4. suportul administrativ şi secretariatul Comitetului sectorial tehnic este asigurat de către Ministerul Energiei.

164. Comitetul sectorial tehnic are un rol tehnic şi operaţional, având ca obiect al atribuţiilor sale:

164.1. monitorizarea implementării acţiunilor şi indicatorilor prezentului Program;

164.2. alinierea proceselor între operatori;

164.3. schimbul de date şi informaţii relevante;

164.4. raportarea către Ministerul Energiei a părţii ce vizează implementarea prezentului Program;

164.5. înaintarea deciziilor şi politicilor cu caracter strategic, validate de Comitetul sectorial tehnic, spre aprobare pe platforma Comitetului interministerial pentru planificare strategică.

Tabelul 31

Componenţa şi structura Comitetului sectorial tehnic

165. Atribuţiile principale ale Comitetului sectorial tehnic includ:

165.1. aprobarea deciziilor strategice cu impact major asupra prezentului Program;

165.2. monitorizarea trimestrială a progresului general faţă de indicatorii asumaţi;

165.3. soluţionarea escaladărilor şi a conflictelor interministeriale;

165.4 asigurarea corelării tuturor măsurilor de securitate cibernetică din domeniul energetic cu cadrul naţional instituit, în conformitate cu Legea
nr.48/2023 privind securitatea cibernetică;

165.5. aprobarea realocărilor bugetare majore aferente domeniului energiei, care depăşesc 10% din bugetul anual şi validarea parteneriatelor strategice internaţionale în domeniul energiei.

166. Comitetul sectorial tehnic nu are atribuţii de planificare strategică generală sau bugetară, acestea rămânând în competenţa Comitetului interministerial pentru planificare strategică.

167. Deciziile, recomandările şi rapoartele Comitetului sectorial tehnic se transmit Ministerului Energiei, care le prezintă, în funcţie de obiectul lor, Comitetului interministerial pentru planificare strategică, în scopul asigurării corelării la nivel naţional şi al evitării suprapunerii atribuţiilor instituţionale.

168. Comitetul sectorial tehnic se întruneşte trimestrial în şedinţe ordinare sau, la necesitate, în şedinţe extraordinare.

169. Implementarea operaţională este susţinută de patru grupuri tehnice de lucru specializate, fiecare coordonat de instituţia cu competenţa relevantă şi având în componenţă între şase şi 10 experţi din sectorul public şi cel privat (a se vedea tabelul 32).

Tabelul 32

Structura şi atribuţiile grupurilor tehnice de lucru

Secţiunea a 2-a

Autorităţile şi instituţiile responsabile, rolurile specifice

170. Ministerul Energiei îşi asumă rolul de coordonator principal al prezentului Program, având responsabilităţi strategice (a se vedea tabelul 33) care includ:

170.1. coordonarea generală a implementării prezentului Program;

170.2. elaborarea şi actualizarea cadrului normativ sectorial;

170.3. monitorizarea realizării obiectivelor specifice;

170.4. coordonarea şi implementarea măsurilor de securitate cibernetică în domeniul energetic, în cooperare cu autorităţile competente conform Legii
nr.48/2023 privind securitatea cibernetică;

170.5. raportarea către Guvern şi partenerii de dezvoltare a nivelului de implementare a prezentului Program;

170.6. asigurarea interfeţei cu Comisia Europeană şi ENTSO-E, precum şi garantarea alinierii la acquis-ul energetic digital;

170.7. coordonarea şi asigurarea implementării măsurilor de digitalizare a sectorului energetic, inclusiv prin iniţierea şi gestionarea parteneriatelor public-private şi atragerea investiţiilor private, cu obiectivul de a încheia minimum cinci parteneriate majore şi de a atrage cel puţin 200 de milioane de lei investiţii private.

Tabelul 33

Responsabilităţi operaţionale ale Ministerului Energiei pe obiective

171. ANRE deţine responsabilităţi critice în:

171.1. actualizarea cadrului de reglementare pentru digitalizarea domeniului energetic;

171.2. aprobarea metodologiilor tarifare pentru investiţii smart (inteligente);

171.3. monitorizarea conformităţii operatorilor;

171.4. asigurarea, în limitele atribuţiilor prevăzute de Legea nr.174/2017 cu privire la energetică şi de legislaţia sectorială, a elaborării cadrului de reglementare pentru integrarea sistemelor de contorizare inteligentă;

171.5. recunoaşterea rezultatelor certificării sistemelor de contorizare inteligentă, realizate de organismele acreditate, în conformitate cu prevederile normative corespunzătoare;

171.6. protecţia consumatorilor în mediul digital energetic;

171.7. elaborarea şi adoptarea a patru pachete principale de reglementări esenţiale pentru transformarea digitală, conform tabelului 34;

171.8. monitorizarea respectării de către operatori a cerinţelor de securitate cibernetică prevăzute de legislaţia sectorială energetică, în corelare cu obligaţiile stabilite prin Legea nr.48/2023 privind securitatea cibernetică.

Tabelul 34

Pachete de reglementări ANRE pentru digitalizarea energetică

172. Indicatorii de performanţă pentru ANRE includ:

172.1. actualizarea a 100% din pachetele de reglementări necesare pentru alinierea la planul de digitalizare UE până la finele anului 2026;

172.2. optimizarea proceselor digitale de examinare a cererilor de aprobare a preţurilor şi a tarifelor reglementate, în vederea reducerii duratei efective de analiză faţă de termenul maxim legal de 90 de zile, prevăzut de legislaţia sectorială;

172.3. asigurarea unei rate de conformitate a operatorilor de peste 95%.

173. În contextul prezentului Program, Ministerul Dezvoltării Economice şi Digitalizării deţine următoarele responsabilităţi:

173.1. asigurarea coerenţei cu Strategia de transformare digitală a Republicii Moldova;

173.2. asigurarea, după 2030, a interoperabilităţii platformelor guvernamentale şi energetice;

173.3. facilitarea parteneriatelor public-private în digitalizarea energetică;

173.4. sprijinirea atragerii investiţiilor în tehnologii pentru domeniul energetic;

173.5. coordonarea GTL1 pentru infrastructura digitală;

173.6. asigurarea, cu suportul AGE, a integrării cu platforma de interoperabilitate (MConnect) şi cu portalul MCabinet;

173.7. elaborarea şi promovarea instrucţiunilor detaliate şi a instrumentelor metodologice privind publicarea şi reutilizarea informaţiilor din sectorul public, în scopul uniformizării şi standardizării procedurilor, al facilitării accesului la date şi al creşterii transparenţei instituţionale, în conformitate cu
art.11 din Legea nr.109/2025 privind datele deschise şi reutilizarea informaţiilor din sectorul public;

173.8. asigurarea respectării standardelor de publicare prevăzute la art.16 alin.(5) din Legea nr.109/2025 privind datele deschise şi reutilizarea informaţiilor din sectorul public;

173.9. sprijinirea Ministerului Energiei în facilitarea parteneriatelor public-private şi a atragerii investiţiilor private în domeniul digitalizării sectorului energetic, prin instrumente de politică economică şi mecanisme de promovare a investiţiilor, în scopul realizării obiectivului de minimum cinci parteneriate public-private majore încheiate şi atragerea a cel puţin 200 de milioane de lei investiţii private.

174. Agenţia pentru Securitate Cibernetică (ASC):

174.1. elaborează şi propune Guvernului spre aprobare cerinţele de securitate specifice pentru infrastructura digitală critică energetică;

174.2. monitorizează conformitatea cu standardele şi reglementările de securitate naţionale şi ale Directivei NIS2;

174.3. asigură coordonarea la nivel naţional a răspunsului la incidente cibernetice cu impact semnificativ, în colaborare cu autorităţile şi cu operatorii din sectorul energetic;

174.4. coordonează metodologic GTL2 pentru securitate cibernetică, în limitele mandatului prevăzut de cadrul normativ aplicabil;

174.5. pentru obiectivele specifice 2.1-2.3:

174.5.1. oferă suport în fortificarea capacităţilor de securitate cibernetică în domeniul energetic până în T4 2026;

174.5.2. facilitează conformarea operatorilor critici la cerinţele de securitate cibernetică, inclusiv prin acţiuni de sprijin la certificarea acestora de către organismele competente, cu obiectivul ca 100% dintre operatorii critici să fie certificaţi până în 2027;

174.5.3. dezvoltă ghiduri şi metodologii de securitate cibernetică sectoriale;

174.5.4. organizează patru exerciţii naţionale anuale;

174.6. monitorizează respectarea de către operatorii critici a indicatorilor de performanţă în domeniul securităţii cibernetice, inclusiv timpul de răspuns la incidente critice (sub o oră), timpul de recuperare (RTO sub patru ore) şi rata de conformitate (100%).

175. Atribuţiile prevăzute pentru ASC în cadrul prezentului Program se exercită strict în limitele mandatului stabilit prin securitatea cibernetică şi la organizarea şi funcţionarea ASC, fără a substitui rolul autorităţilor competente din sectorul energetic.

176. Ministerul Educaţiei şi Cercetării (MEC) dezvoltă curricula pentru competenţe digitale energetice, coordonează programele de formare şi recalificare profesională, facilitează parteneriatele cu universităţile, sprijină cercetarea aplicată în domeniu şi coordonează GTL3 pentru competenţe digitale. Programul de formare coordonat de MEC este prezentat în tabelul 35.

Tabelul 35

Programul de formare coordonat de MEC pentru competenţe digitale energetice

177. Autorităţile şi instituţiile responsabile de implementarea prezentului Program colaborează cu autorităţile competente în domeniul securităţii cibernetice în conformitate cu prevederile Legii nr.48/2023 privind securitatea cibernetică, asigurând coerenţa şi evitarea suprapunerii atribuţiilor.

178. Operatorii de sistem şi reţea – Î.S. “Moldelectrica” va investi
400 de milioane de lei până în 2030 pentru modernizarea sistemului SCADA naţional, pentru implementarea platformei digitale de balansare şi pentru integrarea aprofundată cu ENTSO-E pentru piaţa unică. Întreprinderea cu Capital Străin “Premier Energy Distribution” SA şi SA “RED-Nord” vor investi câte
300 de milioane de lei fiecare pentru instalarea a câte 250 000 de contoare inteligente, digitalizarea reţelelor MT/JT şi implementarea sistemelor ADMS. SA “Termoelectrica” şi SA “CET-Nord” vor investi împreună 200 de milioane de lei pentru digitalizarea sistemelor de termoficare şi pentru implementarea managementului inteligent al cererii.

179. Parteneri de dezvoltare şi finanţatori – Uniunea Europeană va oferi suport financiar de 300 de milioane de lei prin granturi, asistenţă tehnică pentru alinierea la acquis-ul comunitar, precum şi transfer de bune practici din statele membre. Banca Mondială va acorda un împrumut de 200 de milioane de lei pentru smart grid, asistenţă tehnică pentru reformele tarifare, precum şi pentru studii de fezabilitate pentru proiecte majore. BERD va cofinanţa parteneriatele public-private cu 150 de milioane de lei, va oferi instrumente de garantare pentru investiţii private şi suport pentru dezvoltarea pieţei de capital. GIZ împreună cu alţi parteneri de dezvoltare vor furniza granturi pentru securitate cibernetică de 50 de milioane de lei, programe de formare şi schimb de experienţă, precum şi suport în atragerea sectorului privat. Distribuirea responsabilităţilor-cheie între instituţiile naţionale este prezentată în tabelul 36.

Tabelul 36

Matricea RACI pentru distribuirea responsabilităţilor-cheie

R=Responsabil, A=Autoritate, C=Consultat, I=Informat

Secţiunea a 3-a

Mecanisme de coordonare şi colaborare

180. Coordonarea eficientă între instituţii se realizează prin protocoale de colaborare interinstituţională clare, începând cu un Memorandum de înţelegere strategic care va fi semnat de toate instituţiile în T1 2026, stabilind angajamentele şi rolurile fundamentale. Acordurile de nivel de serviciu operaţionale între furnizori şi beneficiari vor defini nivelurile de servicii şi indicatorii de performanţă până în T2 2026. Protocoalele de distribuire (angajamentele şi procedurile interinstituţionale) a datelor între toţi operatorii vor specifica API-urile, formatele şi frecvenţa schimbului de date, iar procedurile de escaladare între ME şi Comitetul sectorial tehnic vor clarifica termenele şi responsabilităţile. Aceste protocoale sunt detaliate în tabelul 37.

Tabelul 37

Protocoale de colaborare interinstituţională

181. Reuniunile de coordonare vor fi organizate cu frecvenţe diferenţiate: Comitetul sectorial tehnic se va întruni trimestrial, ME va organiza întâlniri lunare cu implementatorii, GTL-urile se vor reuni lunar, iar coordonarea operaţională va avea loc săptămânal. Raportarea integrată va include rapoarte lunare de progres de la implementatori, rapoarte trimestriale consolidate către Comitetul sectorial tehnic, raport anual către Parlament şi raportare în timp real prin dashboard digital.

182. Rezolvarea conflictelor urmează o procedură de escaladare structurată pe patru niveluri: nivel operaţional gestionat de ME în cinci zile, nivel tehnic rezolvat de GTL relevant în 10 zile, nivel strategic decis de Comitetul sectorial tehnic în 15 zile şi nivel politic cu decizie finală a Prim-ministrului.

Secţiunea a 4-a

Monitorizarea performanţei instituţionale

183. Sistemul de stimulare şi consecinţe pentru neperformanţă prevede că performanţa excelentă peste 110% din ţintă va fi recompensată cu bonus colectiv de 20% din salariu pentru echipă, vizibilitate publică şi recunoaştere, precum şi prioritate pentru următoarea fază de implementare. Pentru performanţa sub aşteptări, sub 80% din ţintă, se aplică măsuri progresive: avertisment şi suport în primul trimestru, plan de remediere obligatoriu în al doilea trimestru, restructurarea echipei în al treilea trimestru şi realocarea responsabilităţilor în al patrulea trimestru. Pentru monitorizarea performanţei instituţiilor, se utilizează indicatorii stabiliţi în tabelul 38.

Tabelul 38

Indicatori de performanţă instituţională

Secţiunea a 5-a

Sustenabilitate instituţională

184. Măsurile de asigurare a continuităţii includ alocarea de bugete multianuale aprobate, angajarea personalului cu contracte pe durată determinată de minimum trei ani, introducerea transferului de cunoştinţe ca obligaţie contractuală şi documentarea completă şi standardizată a tuturor proceselor de implementare şi monitorizare.

185. Planificarea post-2030 prevede o evaluare independentă în trimestrul întâi al anului 2029, aprobarea strategiei de sustenabilitate post-2030 până în trimestrul al treilea al anului 2029, integrarea treptată a funcţiilor în structuri instituţionale permanente începând cu trimestrul întâi al anului 2030 şi închiderea formală a Programului cu elaborarea şi aprobarea mecanismelor de finanţare şi funcţionare pe termen lung în trimestrul al patrulea al anului 2029.

Capitolul X

PROCEDURI DE MONITORIZARE, EVALUARE ŞI RAPORTARE

186. Pentru implementarea cu succes a prezentului Program, cu investiţii totale de 1 807,8 milioane de lei, este importantă stabilirea unui cadru comprehensiv pentru sistemul de monitorizare, evaluare şi raportare, aliniat la standardele europene din Planul de digitalizare energetic (COM(2022) 552 final) şi la bunele practici internaţionale, asigurând transparenţa, responsabilitatea şi învăţarea continuă pe parcursul implementării.

Secţiunea 1

Cadrul general de monitorizare şi evaluare

187. Sistemul de monitorizare şi evaluare a prezentului Program este aliniat integral la standardele europene pentru digitalizarea energetică, asigurând comparabilitatea cu statele UE şi accesul la cofinanţare. Adaptarea indicatorilor DESI Energy pentru RNLC, PNME şi contoarele inteligente va permite compararea progresului cu statele membre pentru cei 500 000 de contoare implementate. Standardele e-SENS vor asigura interoperabilitatea RNLC cu registrele europene şi integrarea în Spaţiul European de Date. Aplicarea standardelor CEF Digital pentru ME şi platformele digitale va facilita accesul la cofinanţare UE, în timp ce conformitatea GDPR Energy pentru 1,5 milioane de consumatori în RNLC va creşte încrederea în aplicaţiile mobile. Conformitatea cu Directiva NIS2 pentru cei şapte operatori certificaţi va garanta rezilienţa cibernetică conform standardelor UE. Aplicarea standardelor europene relevante este detaliată în tabelul 39.

Tabelul 39

Alinierea la standarde europene pentru digitalizarea energetică

188. Principiile operaţionale includ monitorizarea în timp real prin sisteme digitale, cu 85% dintre datele colectate automat prin RNLC, PNME, HES+MDM şi ME, evaluarea şi deciziile bazate pe dovezi verificabile din sistemele digitale implementate precum SCADA, BMS şi VPP, raportarea transparentă şi accesibilă publicului şi orientarea pe impact pentru beneficiari cu participare şi feedback continuu din partea părţilor interesate. Procesele de monitorizare vor respecta integral cerinţele de audit, raportare şi trasabilitate stabilite de donatori.

189. Monitorizarea se realizează pe trei niveluri distincte, interconectate după cum urmează:

189.1. la nivel strategic, Comitetul sectorial tehnic monitorizează trimestrial 45 de indicatori de impact din capitolul V prin dashboard executiv cu 15 KPI critici pentru cele trei obiective generale şi ia decizii asupra deficitului de finanţare de 1 315,3 milioane de lei;

189.2. la nivel tactic, Ministerul Energiei monitorizează lunar peste
60 de indicatori de rezultat pentru cele nouă obiective specifice, coordonează
27 de acţiuni majore din Planul de acţiuni (a se vedea anexa) şi asigură managementul integrat pentru cele trei obiective generale;

189.3. la nivel operaţional, implementatorii şi operatorii furnizează date în timp real de la 500 000 de contoare inteligente, jurnale de securitate de la ME, procesând peste 200 de incidente lunar şi metrici de producţie de la 600 MW surse regenerabile integrate digital.

Secţiunea a 2-a

Sistemul de indicatori şi colectare a datelor

190. Sistemul de indicatori este structurat pe cinci dimensiuni DESI adaptate pentru infrastructura digitală din domeniul energetic: conectivitate digitală, capital uman, servicii digitale energetice, tehnologii avansate şi securitate digitală. Fiecare dimensiune include indicatori specifici cu ţinte clare pentru 2028 şi 2030, metode de colectare definite şi frecvenţe de monitorizare stabilite. Metodele şi frecvenţele de monitorizare sunt definite pentru indicatorii prezentaţi în tabelul 40.

Tabelul 40

Indicatori-cadru DESI adaptaţi pentru infrastructura digitală energetică

191. Platforma integrată de monitorizare va include componente tehnice avansate pentru agregarea şi analiza datelor. Data Lake centralizat agregă date de la toţi implementatorii, incluzând RNLC, PNME, HES+MDM, ME, VPP, DRMS şi BMS. API Gateway oferă interfeţe standardizate pentru colectare automată, în timp ce modulul Business Intelligence furnizează analiză predictivă şi tablouri de bord personalizate. Sursele de date automate includ RNLC cu
1,5 milioane de locuri de consum pentru date cadastrale şi tehnice, PNME cu
10 module pentru KPI operaţionali agregaţi, HES+MDM pentru 500 000 de contoare cu consum în timp real la fiecare 15 minute, ME cu capacităţi operaţionale de securitate cibernetică 24/7, cu incidente şi conformitate, şi VPP/DRMS/BMS pentru flexibilitate, cu MW disponibili şi utilizaţi. Sistemele financiare monitorizează execuţia din totalul de 1 807,8 milioane de lei, cu verificare automată a coerenţei datelor din surse multiple. Sursele de date automate şi mecanismele de monitorizare financiară sunt completate de procedurile de validare şi asigurare a calităţii, detaliate în tabelul 41.

Tabelul 41

Matricea de proceduri de validare şi asigurare calitate a datelor

Secţiunea a 3-a

Calendarul şi tipurile de evaluări

192. Sistemul de monitorizare continuă operează prin dashboard-uri diferenţiate pe audienţă. Dashboard-ul executiv pentru Comitetul sectorial tehnic şi miniştri prezintă în timp real progresul celor trei obiective generale, deficitul de finanţare şi 15 KPI de impact, cu funcţionalităţi de drill-down, scenarii şi alerte automate. Dashboard-ul operaţional pentru specialiştii ME actualizează orar statusul celor 27 de acţiuni, 60 de indicatori de rezultat şi execuţia bugetară, cu diagrame Gantt, matrici de dependenţe şi riscuri. Dashboard-ul tehnic pentru ME şi operatori monitorizează continuu peste 200 000 de puncte de date, metrici de securitate şi conformitate SLA, oferind acces API şi analize ML.
Dashboard-ul public pentru 1,2 milioane de consumatori prezintă zilnic economiile realizate, CO₂ evitat şi serviciile disponibile, cu calculator personal şi comparaţii. Dashboard-ul pentru gospodăriile vulnerabile prezintă săptămânal tarifele sociale, asistenţa disponibilă şi economiile medii în limbaj simplu cu grafice şi audio. Funcţionalităţile şi categoriile de dashboard-uri sunt detaliate în tabelul 42.

Tabelul 42

Dashbord-uri diferinţiate pe audienţă

193. Sistemul de alertare automată funcţionează cu cod roşu pentru întârzieri mai mult de 30 de zile sau depăşiri de buget mai mult de 10%, cod galben pentru întârzieri 15-30 de zile sau depăşiri 5-10% şi notificări push pentru management şi Comitetul sectorial tehnic. Aceste mecanisme sunt completate de calendarul şi tipurile de rapoarte periodice, detaliate în tabelul 43.

Tabelul 43

Calendar şi tipuri de rapoarte periodice

194. Evaluarea intermediară din 2027 se va desfăşura în T2-T3 2028, după 2,5 ani de implementare, şi va avea ca scop progresul spre 500 000 de contoare, cu 265 000 instalate, ME deplin operaţional, 400 MW SER integrate şi impactul asupra 50 000 de gospodării vulnerabile. Evaluatorul va fi o firmă internaţională independentă, cu experienţă în digitalizarea energiei, selectată prin tender competitiv. Parametrii acestei evaluări sunt prezentaţi în tabelul 44.

Tabelul 44

Parametrii evaluării intermediare(2027)

195. Evaluarea finală a prezentului Program se efectuează în anul 2031, după încheierea perioadei de implementare 2026-2030, în baza criteriilor de relevanţă, eficienţă, eficacitate, durabilitate, impact şi coerenţă, conform legislaţiei privind planificarea strategică. Evaluarea finală se realizată de o entitate independentă, cu experienţă internaţională relevantă în domeniul digitalizării sectorului energetic, selectată prin proceduri competitive. Evaluarea are ca scop măsurarea progresului conform obiectivelor generale, obiectivelor specifice şi indicatorilor stabiliţi în prezentul Program, precum şi formularea, în raportul de evaluare, a recomandărilor pentru politicile şi programele ulterioare din domeniu. Specificaţiile acestei evaluări sunt prezentate în tabelul 45.

Tabelul 45

Specificaţiile evaluării finale (2031)

Secţiunea a 4-a

Responsabilităţi specifice de raportare

196. Procedurile specifice de raportare diferă în funcţie de tipul de date. Pentru datele sensibile de securitate se utilizează canale criptate end-to-end, acces pe bază de need-to-know, versiuni publice anonimizate şi audit trail complet. Pentru datele financiare se aplică certificare trimestrială de către auditor şi publicare pe portalul date.gov.md. Pentru indicatorii tehnici, colectarea se face automat prin API/SCADA/IoT, cu validare prin algoritmi AI şi alertare pentru anomalii. Responsabilităţile aferente raportării sunt prezentate în tabelul 46.

Tabelul 46

Matricea RACI pentru responsabilităţi de raportare

R=Responsabil, A=Accountable (răspunde în faţa) , C=Consultat, I=Informat

Secţiunea a 5-a

Transparenţă şi comunicare publică

197. Prezentul Program va opera prin URL dedicat digital.energie.gov.md, cu conţinut actualizat permanent pentru toate categoriile de utilizatori. Structura portalului digital este prezentată în tabelul 47.

Tabelul 47

Structura portalului digital al Programului

198. Strategia de comunicare diferenţiată va fi centrată pe diverse categorii de beneficiari cu informaţii specifice prin varii canale de promovare a informaţiilor conform formatului preferat. Canalele şi formatele de comunicare pentru fiecare categorie de beneficiari sunt detaliate în tabelul 48.

Tabelul 48

Strategia de comunicare diferenţiată pe segmente

Secţiunea a 6-a

Mecanisme de feedback şi îmbunătăţire continuă

199. Colectarea feedback-ului se realizează prin metode proactive care includ sondaje trimestriale online cu minimum 1 000 de respondenţi, patru focus grupuri anuale cu beneficiari, consultări publice pentru ajustări majore, linie telefonică dedicată pentru sesizări, formular online pentru propuneri şi sesiuni online interactive cu utilizatori. Procesarea feedback-ului presupune înregistrarea în CRM dedicat, analiză săptămânală de către specialiştii ME, răspuns în maximum 30 de zile, raport trimestrial către Comitetul sectorial tehnic şi publicarea rezumatului cu măsurile adoptate. Acest proces este detaliat în tabelul 49.

Tabelul 49

Implementarea ciclului Kaizen pentru îmbunătăţire continuă

Secţiunea a 7-a

Integrarea cu sistemele naţionale

200. Interoperabilitatea funcţională şi semantică se asigură cu prin:

200.1. platforma guvernamentală de interoperabilitate (MConnect), în calitate de platformă guvernamentală de interoperabilitate;

200.2. platforma tehnologică guvernamentală comună (MCloud) – pentru găzduirea RNLC/PNME şi a aplicaţiilor publice după caz;

200.3. portalul date.gov.md – pentru publicare exclusiv de date anonimizate;

200.4. portalul particip.gov.md – pentru consultări publice; şi

200.5. portalul guvernamental al cetăţeanului – pentru servicii electronice către cetăţeni.

201. Integrarea sistemelor şi resurselor informaţionale din domeniul energetic se realizează la infrastructura guvernamentală comună, în special prin utilizarea sistemelor informaţionale partajate instituite de Guvern (MConnect, MDocs, MPass, MPay, MNotify, aplicaţia guvernamentală integrată a serviciilor electronice EVO, portalul guvernamental integrat EVO etc.).

202. Standardele tehnice adoptate includ formate de date JSON-LD, XML cu scheme XSD şi CSV, API-uri RESTful cu documentaţie OpenAPI conform standardelor UE pentru acces securizat, securitate prin OAuth 2.0 + JWT şi mTLS pentru backend, şi metadata Dublin Core şi DCAT-AP pentru datasets.

Anexă

la Programul de transformare digitală a domeniului

energetic al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030

PLANUL DE ACŢIUNI

al Programului de transformare digitală a domeniului energetic

al Republicii Moldova pentru anii 2026-2030

I. Obiectivul general 1. Dezvoltarea infrastructurii digitale inteligente şi interoperabile în domeniul energetic până în anul 2030

Tabelul 1

Acţiuni pentru Obiectivul specific 1.1. Modernizarea digitală a 80%

din infrastructura critică energetică până în 2028

Tabelul 2

Acţiuni pentru Obiectivul specific 1.2. Instalarea şi operaţionalizarea

a 500 000 de contoare inteligente până în 2030

Tabelul 3

Acţiuni pentru Obiectivul specific 1.3. Automatizarea a 90%

din procesele operaţionale critice până în 2028

II. Obiectivul general 2. Fortificarea capacităţilor de securitate cibernetică în domeniul energetic până în anul 2030

Tabelul 4

Acţiuni pentru Obiectivul specific 2.1. Înfiinţarea şi operaţionalizarea

 ME cu monitorizare 24/7 până în 2026

Tabelul 5

Acţiuni pentru Obiectivul specific 2.2. Certificarea operatorilor

conform ISO/IEC 27001 şi Directiva NIS2 până în 2027

Tabelul 6

Acţiuni pentru Obiectivul specific 2.3. Reducerea timpului

de recuperare la patru ore până în 2028

III. Obiectivul general 3. Accelerarea tranziţiei către energie verde şi decarbonizare prin soluţii digitale incluzive până în anul 2030

Tabelul 7

Acţiuni pentru Obiectivul specific 3.1. Creşterea capacităţii

de integrare SER la 600 MW până în 2030

Tabelul 8

Acţiuni pentru Obiectivul specific 3.2. Reducerea

consumului de vârf cu 20% până în 2030

Tabelul 9

Acţiuni pentru Obiectivul specific 3.3. Operaţionalizarea

sistemelor pentru 50 MW stocare până în 2029