Legea prosumatorilor 2026 pentru firme

Ce aduce legea pentru companii

Pentru companii, noua lege e mai mult decât o veste bună despre facturi — e o schimbare strategică: redesenează felul în care se proiectează, se dimensionează și se operează un sistem fotovoltaic comercial. Schimbările esențiale:

• Cash-flow lunar

  Surplusul livrat în rețea se decontează lună de lună — soldurile nu mai stau imobilizate la furnizor până la 24 de luni. Pentru o companie, asta înseamnă capital de lucru eliberat.

• Compensare multi-locație

  Surplusul de la un punct de lucru poate acoperi consumul celorlalte — hală, depozit, birouri — în anumite condiții contractuale, detaliate mai jos.

• Praguri noi: 200 și 400 kWp

  Regimul de compensare diferă radical sub și peste 200 kWp pe loc de consum — o decizie de proiectare care se ia înainte de achiziție, nu după.

• Client activ + vânzare directă

  Companiile prosumator devin „clienți activi", cu drepturi noi (vânzare directă către consumatori racordați la invertor) și obligații noi (dezechilibrele).

Pragurile care decid strategia: 200 și 400 kWp

1. Sub 200 kWp pe loc de consum. Legea folosește pentru acest interval termenul „compensare cantitativă", garantat până la 31 decembrie 2030. Atenție însă la interpretare: în realitatea facturilor de azi, plătiți fiecare kWh consumat la preț întreg (orientativ 1,00–1,20 lei, cu tarife și taxe) și primiți pe fiecare kWh injectat doar prețul energiei din contract (0,40–0,60 lei). Dacă normele ANRE vor confirma stingerea kWh contra kWh la valoare egală, intervalul devine de departe cel mai avantajos — până atunci, tratați asta ca pe un potențial câștig, nu ca pe o certitudine. De reținut: pragul se calculează pe loc de consum, nu pe companie — două hale cu câte 150 kWp rămân fiecare sub prag.
2. 200–400 kWp — regularizare financiară. Surplusul se decontează în lei, la prețul energiei din contract, fără tarife și taxe. Prețul efectiv încasat (orientativ 0,50–0,70 lei/kWh) e semnificativ sub prețul plătit la consum (1,00–1,20 lei/kWh all-in la firme) — diferența face ca fiecare kWh autoconsumat să valoreze aproape dublu față de unul injectat. În acest interval, autoconsumul devine obiectivul de proiectare numărul unu.
3. Peste 400 kWp. Ieșiți din regimul clasic de prosumator — proiectele mari intră pe alte mecanisme (PPA, vânzare în piață), care depășesc subiectul acestui articol. Pentru majoritatea companiilor mici și mijlocii, decizia reală se joacă în jurul pragului de 200 kWp — și tocmai de aceea am calculat-o în scenariul 2 de mai jos.

Multi-locația pentru firme: condițiile care contează

Compensarea între punctele de lucru nu e necondiționată. Din lege și din ghidurile de aplicare, condițiile practice sunt trei: același furnizor pentru toate locurile de consum, aceeași zonă de distribuție (același operator de rețea) și o structură contractuală unificată pe același titular. Exemplu concret: o fabrică din Cluj-Napoca și un depozit din Florești — ambele pe același operator de distribuție — se pot compensa; fabrica din Cluj cu biroul din București, pe operatori diferiți, nu.

Scenariul 1: hală de producție cu 150 kWp + depozit fără panouri

O companie de producție are o hală cu sistem de 150 kWp și un depozit la 15 km, ambele pe același furnizor și același operator de distribuție. Într-o lună însorită: hala ia din rețea 2.000 kWh (nopți, weekenduri înnorate), injectează 10.000 kWh la vârfurile de producție solară, iar depozitul consumă 6.000 kWh. Calculul, în varianta prudentă:

1. Factura halei. Consum: 2.000 kWh × 1,10 lei (preț all-in uzual B2B) = 2.200 lei de plată. Injectare: 10.000 kWh × 0,45 lei (prețul energiei din contract) = 4.500 lei primiți. Rezultat: 0 lei pe energie și 2.300 lei credit. De reținut: prețurile B2B variază mult mai tare decât cele casnice — folosiți valorile din contractul dumneavoastră, nu pe ale noastre.
2. Creditul migrează la depozit. Factura depozitului: 6.000 kWh × 1,10 lei = 6.600 lei, din care se scade creditul de 2.300 lei → de plată: 4.300 lei. Pe legea veche, depozitul plătea integral, iar creditul stătea blocat în sold. Important: verificați înainte ca ambele locuri de consum să fie pe același furnizor și pe același operator de distribuție — altfel mecanismul nu se aplică.
3. Varianta optimistă, ca reper. Dacă normele ANRE vor permite compensarea cantitativă și între locații (kWh contra kWh), cei 10.000 kWh injectați ar putea stinge integral consumul depozitului — factura lui ar coborî spre zero. Sfatul nostru: bugetați pe varianta prudentă de mai sus și tratați diferența ca upside, nu invers.

Scenariul 2: decizia de la pragul de 200 kWp

O companie își calculează necesarul și simularea indică 240 kWp. Pare evident să monteze 240 — dar pragul schimbă regimul juridic al compensării, așa că merită pus totul pe hârtie:

1. Varianta 240 kWp — regim cert, regularizare financiară. Fiecare kWh injectat aduce prețul din contract, orientativ 0,55 lei. La 5.000 kWh injectați lunar, surplusul valorează 2.750 lei/lună — atât azi, cât și după normele ANRE.
2. Varianta 199 kWp — același calcul azi, plus o opțiune valoroasă. În varianta prudentă, sub prag primiți tot prețul din contract — aceiași 2.750 lei/lună. Diferența: legea garantează pentru acest interval regimul de compensare cantitativă până la 31 decembrie 2030, iar dacă normele ANRE îl confirmă la valoare egală, aceiași 5.000 kWh ar valora 5.500 lei/lună — dublu. De reținut: nu construiți bugetul pe această diferență înainte de publicarea normelor; tratați-o ca pe un upside rezervat doar sistemelor de sub prag.
3. Decizia. La necesar apropiat de prag, varianta sub 200 kWp vă costă foarte puțin ca producție, dar vă păstrează opțiunea celui mai bun regim posibil. Alternativa elegantă: 199 kWp pe primul loc de consum și restul investiției pe al doilea sediu, fiecare sub prag. Important: pragul se evaluează pe loc de consum — cereți ambele simulări înainte de orice comandă de echipamente.

Scenariul 3: 300 kWp cu stocare — dezechilibrele îmblânzite

O companie cu un sistem de 300 kWp (deci pe regularizare financiară) analizează dacă merită adăugată o baterie. Cifrele orientative, pentru o lună însorită:

1. Fără baterie. Injectează 20.000 kWh la 0,55 lei = 11.000 lei încasați, dar plătește dezechilibrele aferente profilului de injectare — la acest gabarit, spre capătul de sus al intervalului estimat de 1.000–8.000 lei/an.
2. Cu baterie. Stocarea mută, să zicem, 3.000 kWh/lună dinspre injectare spre autoconsum: acei kWh nu mai aduc 0,55 lei, ci economisesc 1,10 lei — un plus de 1.650 lei/lună doar din diferența de valorificare. În plus, injectarea devine predictibilă, iar costul dezechilibrelor scade. De reținut: dimensionarea bateriei se face pe profilul real de consum, cu date din monitorizare — nu pe medii lunare.
3. Finanțarea. Pentru companii există linii dedicate: Electric Up — până la 100.000 EUR nerambursabili pentru IMM-uri și HoReCa, cu stocarea inclusă, plus apelurile din Fondul pentru Modernizare și PNRR/REPowerEU pentru proiecte mai mari. Sfatul nostru: cereți simularea cu și fără stocare în aceeași ofertă; doar așa comparați corect amortizarea celor două variante.

Configuratorul de scenarii: puneți cifrele companiei dumneavoastră

Scenariile de mai sus folosesc cifre-exemplu. Mai jos le puteți înlocui cu ale dumneavoastră: mișcați glisoarele și vedeți instant cum arată facturile pe noua lege, în varianta prudentă de calcul — plus efectul unei baterii de stocare.

Client activ și dezechilibrele: costul nou din schemă

Partea pe care entuziasmul din presă o sare: statutul de client activ vine cu răspunderea pentru dezechilibrele induse în rețea — diferența dintre producția prognozată și cea reală. Aveți două opțiuni: le gestionați direct (realist doar pentru portofolii mari, cu prognoză proprie) sau le delegați furnizorului contra unui tarif estimat la 0,02–0,05 lei/kWh injectat. Costul anual rezultat, pentru sisteme comerciale obișnuite: orientativ 1.000–8.000 lei, proporțional cu puterea și cu profilul de injectare.

Pus în context, nu e un motiv de panică — e un cost de operare mic raportat la economiile generate. Dar schimbă două calcule: ROI-ul trebuie refăcut cu acest cost inclus, iar bateriile devin mai atractive — un sistem de stocare netezește injectarea, reduce dezechilibrele și mută energia spre autoconsum, exact unde valorează cel mai mult. Semnal relevant: stocarea e finanțabilă și pentru companii — programul Electric Up include bateriile, iar apelurile din Fondul pentru Modernizare și REPowerEU acoperă proiectele comerciale mari.

Vânzarea directă de la invertor

Pentru sistemele sub 400 kWp, legea deschide o posibilitate nouă: vânzarea energiei direct către consumatori racordați la invertor, fără tranzitarea completă a lanțului clasic. Cazul de utilizare evident: parcurile industriale și proprietarii de spații închiriate — energia produsă pe acoperișul halei poate fi vândută chiriașilor. Mecanismul comercial exact (contracte, măsurare, facturare) va fi definit în normele ANRE, dar companiile care dețin spații cu mai mulți utilizatori au motive să urmărească acest capitol îndeaproape: poate transforma acoperișul dintr-un centru de cost într-o linie de venit.

Ce nu primesc firmele

Planul pentru următoarele 90 de zile

1. Auditați situația actuală. Inventariați locurile de consum, operatorii de distribuție, furnizorii și consumurile lunare pe fiecare punct de lucru. Multi-locația se pregătește din structura contractelor — eventual prin consolidarea la un singur furnizor.
2. Cereți simulările înainte de achiziție. Pentru proiecte noi: variante sub și peste pragul de 200 kWp, cu și fără stocare, cu costul dezechilibrelor inclus. Important: echipamentele se aleg după regimul de compensare țintit, nu invers.
3. Așteptați normele ANRE pentru semnături. Ofertele se pot pregăti acum; contractele mari merită semnate după publicarea formulelor oficiale de decontare. Sfatul nostru: folosiți acest interval pentru avizele care oricum durează — racordare, eventual ISU.
4. Reevaluați proiectele amânate. Multe investiții fotovoltaice B2B au fost puse pe pauză din cauza soldurilor blocate și a incertitudinii. Decontarea lunară și multi-locația schimbă fundamental calculul de rentabilitate — proiectele respinse în 2024–2025 merită recalculate pe noua lege.

Recapitulare

• Pragul de 200 kWp e decizia-cheie

  Peste el: cert, regularizare financiară la prețul din contract. Sub el: legea promite compensarea cantitativă până în 2030 — de confirmat prin normele ANRE. Se decide la proiectare.

• Multi-locația are condiții

  Același furnizor, aceeași zonă de distribuție, același titular. Verificați structura contractelor înainte să promiteți economii pe alte sedii.

• Dezechilibrele intră în ROI

  Orientativ 1.000–8.000 lei/an sau delegare la furnizor. Bateriile le reduc și cresc autoconsumul — iar Electric Up și Fondul pentru Modernizare finanțează și stocarea.

• Fără gaze pentru firme

  Compensarea facturii de gaze e doar pentru persoane fizice. Iar destinația sumelor se alege pe minimum 12 luni.

Concluzie: legea premiază companiile care calculează

Noua lege nu mai tratează sistemul fotovoltaic al unei companii ca pe o simplă anexă tehnică, ci ca pe un activ financiar cu reguli proprii: praguri de putere care schimbă regimul de compensare, fluxuri lunare de numerar, costuri de echilibrare și oportunități comerciale noi. Companiile care își fac calculele acum — pe structura reală de consum, cu toate punctele de lucru pe masă — vor intra în vigoarea normelor ANRE cu proiecte gata de semnat. Celelalte vor recalcula din mers.