Cum pot AI-ul și controlul riguros al calității să reducă defecțiunile în proiectele solare din România și să facă parcurile fotovoltaice cu adevărat bancabile.
De ce nu îți permiți proiecte solare „de mâna a doua” în România
În ultimii doi ani, costul panourilor fotovoltaice a scăzut cu zeci de procente, iar România a trecut repede de la câteva sute de MW/an instalați la proiecte de sute de MW în lucru. Pare o veste excelentă, dar realitatea din teren e mai nuanțată: presiunea pe preț începe să se vadă în calitate, iar asta lovește direct în bancabilitate, randament și durata de viață a centralelor.
Aici intră în scenă combinația care va separa proiectele bune de cele proaste în următorii 10 ani: procese stricte de calitate + mentenanță predictivă bazată pe AI. Cine ia în serios aceste două zone va atrage finanțare mai ușor, va avea costuri de operare mai mici și va trece mai lin prin tranziția verde.
În articolul de azi, folosim lecțiile dintr-un panel de experți din Europa ca să vedem, aplicat la România:
- unde apar cele mai dese defecte în proiectele solare mari;
- cum ajută AI-ul să prevenim defecțiuni (nu doar să le reparam);
- ce vor, de fapt, băncile și fondurile de la un proiect FV ca să pună pe masă zeci sau sute de milioane de euro.
1. Calitatea fizică a panourilor: sticla, cadrul și realitatea din câmp
Cel mai rapid mod să strici bancabilitatea unui parc solar este să ignori detaliile aparent „banale” de mecanică: sticla, cadrul, sistemul de prindere.
Experții în asigurarea calității trag un semnal clar: pentru a reduce costuri, mulți producători au trecut de la:
- sticlă de 3,2 mm complet călită, la
- sticlă de 1,8–1,9 mm, parțial călită, atât față cât și spate, în timp ce:
- modulele au devenit mai mari;
- profilele de cadru s-au subțiat.
Rezultatul? Crește riscul de fisuri și spargere a sticlei, mai ales în condiții reale: vânt puternic, zăpadă neomogenă, montaj greșit. Pentru România, asta e critic în zonele cu viscol, depuneri de zăpadă și grindină (în special Moldova, Transilvania, podișuri).
De ce nu ajung testele standard
În mod clasic, modulele se testează pe sarcini uniforme (norme IEC). Însă:
- structurile de prindere sunt testate în tunel aerodinamic, cu sarcini neuniforme;
- combinația modul + structură, în condiții reale, foarte rar e testată complet.
Recomandarea experților – extrem de relevantă pentru dezvoltatorii români – este clară:
Teste reprezentative de câmp pentru combinația reală modul + structură + prindere.
Asta înseamnă:
- testarea la sarcini neuniforme;
- folosirea exact a componentelor ce vor ajunge în parc, nu „similar”;
- verificarea comportamentului pentru scenarii de vânt lateral, efect de sucțiune, zăpadă depusă parțial.
E un cost suplimentar la început, dar un parc cu sticlă crăpată după doi ani nu este bancabil, nici „verde” – pentru că înseamnă înlocuiri, deșeuri și pierderi mari de producție.
2. EBOS și conectorii: piese mici, pierderi uriașe
Cele mai scumpe defecte într-un parc solar vin, adesea, din cele mai mici componente: conectori, cabluri DC, cutii de joncțiune.
Două zone sunt critice:
a) EBOS prefabricat vs. cablare „la liber” pe șantier
Standardul clasic în multe proiecte din România este cablarea masivă în teren: multe conexiuni, multe șanse de eroare umană, variabilitate mare între echipe.
Producători mari de componente EBOS au trecut însă la soluții prefabricate:
- mai puține îmbinări;
- componente testate în fabrică;
- montaj mai rapid și mai repetabil.
Beneficiul direct pentru un proiect românesc:
- mai puține puncte de potențial defect;
- protecție mai bună a invertoarelor;
- mai puține opriri și pierderi de producție.
b) Conectorii: unde ard banii, literalmente
Studiile europene pe portofolii mari de parcuri fotovoltaice arată constant același lucru:
Defecțiunile pe partea de DC (conectori + cabluri) au cel mai mare impact financiar per kWh pierdut.
Exemple reale din teren:
- cross-mating – conectarea între conectori de la producători diferiți, deși nu sunt compatibili;
- sertizare greșită în șantier;
- protecție mecanică insuficientă.
Un caz analizat în Europa: un sistem rooftop unde conectorii montați prost au dus la incendiu. Pe lângă pagubele directe în instalație, compania a plătit peste 100.000 € pe lună pentru energia cumpărată din rețea până la reconstrucție.
Pentru România, unde multe fabrici, parcuri logistice și retaileri trec la rooftop FV, mesajul e simplu:
nu economisi la conectori și la manoperă calificată – plătești oricum, dar mai târziu și mult mai mult.
3. De ce calitatea EPC variază enorm și cum poate interveni AI
Analize făcute pe sute de mii de „puncte de date de calitate” din proiecte mari au scos la iveală ceva ce vedem deja și în România:
- calitatea EPC-urilor variază cu până la trei ordine de mărime (de la aproape impecabil la plin de defecte);
- mărimea EPC-ului, anii de experiență sau țara de origine nu prezic calitatea reală;
- aproximativ două treimi dintre EPC-uri nu ating standardele de calitate impuse de auditori specializați.
Partea bună? Când calitatea este:
- măsurată,
- urmată de acțiuni concrete,
- și monitorizată în timp,
s-a observat o scădere de până la 60% pe an a numărului de probleme/MW pe o perioadă de trei ani.
Cum poate fi folosit AI în controlul EPC
Aici se deschide zona pentru AI în industria energetică din România:
- aplicații de audit digital care colectează date standardizate de pe șantier (poze, checklist-uri, măsurători);
- model AI care identifică tipare de defecte: de exemplu, echipe sau subcontractori care produc constant aceleași erori;
- scoring de calitate pe EPC și subcontractori, actualizat în timp real, bazat pe date obiective, nu doar pe reputație.
Un dezvoltator mare din România poate seta, foarte clar, praguri de acceptare:
- EPC-urile cu scor sub X nu intră pe lista scurtă;
- subcontractorii cu creștere a defectelor sunt retrași;
- bonusuri de performanță legate de numărul de probleme identificate la recepție și în primii doi ani de operare.
AI-ul nu înlocuiește inginerul de șantier, dar îi dă vizibilitate statistică pe întreg portofoliul, ceva imposibil de făcut manual când ai zeci de MW în lucru simultan.
4. Mentenanță predictivă: de la „reparăm când se strică” la „nu se mai strică”
Cea mai puternică aplicație AI în fotovoltaic, cu impact direct pe bancabilitate, este mentenanța predictivă.
Companii precum SmartHelio au arătat deja, pe mii de instalații, că:
- analizând în timp real curenții și tensiunile din sistem;
- comparând comportamentul fiecărui string cu un model de „funcționare sănătoasă”;
se pot detecta din timp:
- începuturi de fault la masă;
- degradări de conectori și cabluri;
- probleme de potențial PID;
- anomalii de inversor sau string-uri subperformante.
Este exact trecerea de la:
- „tratament de urgență” (repar când s-a oprit sau când văd scăderea mare în producție), la
- „medicină preventivă” (intervin când sistemul începe să arate primele simptome, înainte de avarie reală).
Cum arată asta, practic, într-un parc din România
Un parc solar de 50 MW din sudul țării folosește o platformă de O&M cu AI care rulează pe datele SCADA:
- AI-ul detectează un pattern de micro-întreruperi și încălzire anormală pe câteva string-uri;
- sistemul marchează probabil „conectori cu rezistență de contact în creștere”, înainte să se ajungă la arc electric;
- echipa O&M primește un ticket cu localizare (rând, string, poziție);
- intervenția durează câteva ore, fără oprirea totală a parcului.
Fără AI, aceeași problemă ar fi apărut ca:
- scădere de producție greu de localizat;
- eventual, un hot-spot sau chiar incendiu;
- zile întregi de oprire pentru verificare manuală.
Din punctul de vedere al finanțatorului, diferența este enormă: curba de producție este stabilă, iar riscul tehnic este gestionat proactiv.
5. Ce urmăresc băncile și fondurile în proiectele solare românești
Băncile și fondurile de infrastructură nu finanțează doar „MW instalați”, ci fluxuri de numerar stabile, pe 15–20 de ani. De aceea, calitatea și AI-ul ajung să fie subiecte foarte financiare, nu doar tehnice.
Din discuțiile cu dezvoltatori europeni care au ridicat finanțări de 300–450 milioane GBP/EUR pentru portofolii solare, câteva mesaje sunt clare:
a) Furnizori și EPC „bancabili” de la faza de dezvoltare
Dezvoltatorii care au propriul EPC in-house sau relații consolidate cu EPC-uri verificate pot:
- securiza mai repede contractele EPC;
- integra cerințele de calitate și AI-O&M chiar din proiectare;
- prezenta băncii un pachet coerent: tehnologie + execuție + operare, nu doar o listă de oferte.
b) Etică și trasabilitate în aprovizionare
Un subiect care urcă rapid pe agenda fondurilor ESG și a băncilor este lanțul etic de aprovizionare:
- proveniența modulelor;
- respectarea drepturilor omului în lanțul de producție;
- amprenta de carbon a echipamentelor.
Un proiect care combină:
- furnizori bancabili;
- politici clare de due diligence etic;
- și sisteme AI care protejează investiția prin reducerea riscului tehnic,
va sta mult mai bine în comitetul de risc al unei bănci față de un proiect făcut cu logica „cel mai mic preț la licitație”.
c) Inteligență de portofoliu: ce echipamente sunt cu adevărat bune
O zonă foarte interesantă pentru România, pe măsură ce apar tot mai mulți investitori internaționali:
- furnizori de software AI de tip O&M încep să fie întrebați direct de bănci: „din datele voastre, ce mărci de invertoare, conectori, BOS au cele mai puține probleme?”;
- practic, apar „scoruri de bancabilitate” bazate pe realitate operațională, nu doar pe broșuri și garanții.
Este un cerc virtuos:
- datele de teren hrănesc AI-ul;
- AI-ul generează insight-uri pentru finanțatori;
- finanțatorii împing piața către echipamente și EPC-uri cu comportament bun în timp.
România poate intra rapid în acest cerc dacă dezvoltatorii îmbrățișează de la început platformele de monitorizare inteligentă.
6. Cum poate acționa concret un dezvoltator sau operator din România
Ca să nu rămânem la teorie, iată un plan simplu în 6 pași pentru un proiect solar, fie greenfield, fie rooftop industrial:
- Definește standarde de calitate tehnică clare încă din faza de proiectare: grosime minimă sticlă, tip de cadru, tip de structură, tip de conectori, reguli de compatibilitate.
- Cere și bugetează teste reprezentative de câmp pentru combinația reală modul + structură + prindere, mai ales în zone cu vânt și zăpadă puternică.
- Selectează EPC și subcontractori pe bază de date, nu doar pe preț: rapoarte de calitate, referințe verificate, eventual audit tehnic independent.
- Integrează din start o platformă de monitorizare cu AI pentru O&M: nu aștepta să „vezi cum merge” ca să adaugi ulterior.
- Construiește un sistem de raportare pentru finanțator care să includă: indicatori de calitate, rate de defectare, intervenții preventive realizate, economii de timp/oportunitate.
- Folosește datele pe termen lung pentru a-ți rafina lista de furnizori și EPC: păstrezi ce performează bine, elimini sursele recurente de probleme.
Am văzut deja în alte țări că proiectele care urmează acest tip de abordare atrag mai ușor refinanțare, au costuri mai mici cu asigurările și se vând la multipli mai buni când proprietarii ies din investiție.
România, AI și tranziția verde: unde putem fi peste 5 ani
Seria „AI în Industria Energetică din România: Tranziția Verde” pornește exact de la ideea asta: AI-ul nu este un gadget, ci un instrument care schimbă economia proiectelor de energie regenerabilă.
În fotovoltaic, rolul lui este clar:
- reduce avariile și timpii de nefuncționare;
- crește predictibilitatea producției;
- oferă băncilor și fondurilor încredere că banii lor sunt protejați;
- susține o tranziție verde reală, nu doar pe hârtie.
Următorul pas natural pentru piața românească este ca cerințele de AI și mentenanță predictivă să intre în caietele de sarcini, în standardele interne ale fondurilor, poate chiar în programele de sprijin public.
Dacă ești dezvoltator, operator sau finanțator, întrebarea nu mai e „dacă” vei integra AI în proiectele solare, ci cât de repede o faci și cât de bine îți construiești procesele de calitate în jurul lui.
Ai deja proiecte în operare și vrei să vezi ce poate face AI pentru reducerea defecțiunilor și creșterea bancabilității portofoliului tău? Urmărește în continuare seria și ia-ți timp să discuți cu echipe care implementează deja astfel de soluții – diferența pe următorii 15 ani de cashflow poate fi mult mai mare decât pare azi.