Zgodnie w wynikami analiz ekonomicznych IEO na niewiele zda się zwolnienie z działalności gospodarczej (pierwsza część poprawki) o ile o 20% obniżona została cena za energię oddawaną do sieci i gdy jednocześnie prosumentów pozbawiono prawa do zielonych certyfikatów. Wprowadzony zostanie zatem martwy przepis, który w stosunku do aktualnej regulacji pogarsza sytuację tych osób, które chciałyby z niego skorzystać.

Na problem, który w istocie swej ma naturę ekonomiczną, trzeba przede wszystkim patrzeć ze strony prosumenta, ale warto też na interes operatora sieci/spółki obrotu i państwa jako reprezentanta wszystkich obywateli.

W przypadku typowego prosumenta – osoba zatrudniona na umowę o pracę – zwolnienie z działalności gospodarczej jest ważną kwestią od strony biurokratycznej, a także ekonomicznej. Jeżeli prosument  jest zatrudniony na umowę o pracę i zmuszony zostałby zarejestrować swoją działalność produkcyjną, jako działalność gospodarczą, musiałby opłacać składkę zdrowotną także od tej nowej działalności (niezależnie od dochodów z wynagrodzenia za pracę). Jest to najważniejsza korzyść finansowa z przyjęcia części poprawki. Warto dodać, że w ogólnym przypadku prosument nie prowadzący działalności gospodarczej nie uzyska dodatkowych korzyści podatkowych, czyli nie uszczupli wpływów do budżetu państwa. Z punktu widzenia pobudzenia do inwestycji w mikroinstalacje znaczące są jednak także negatywne skutki finansowe przyjętych rozwiązań.

Przy obecnej strukturze najprostszej taryfy G11 cena samej energii w kosztach jej dostawy nie jest dominująca. Znaczenie mają inne składniki ceny netto - tabela, dane z rachunku jednego z dostawców.

Obrót

• energia czynna całodobowa - 0,2878 zł/kWh
• opłata handlowa - 4,2900 zł/mc

Dystrybucja

• składnik stały opłaty sieciowej - 9,1200 zł/mc
• opłata przejściowa - 1,1300 zł/mc
• opłata dystrybucyjna zmienna całodobowa - 0,1471 zł/kWh
• opłata abonementowa - 0,5400 zł/mc

Cena samej energii wynosi 0,28 zł/kWh (na rynku hurtowym poniżej 0,2 zł/kWh), ale po dodaniu kosztów opłaty dystrybucyjnej (0,14 zł/kWh) rachunkowe koszty energii  zależnej od zużycia rosną do 0,43 zł/kWh netto(0,53 zł/kWh brutto).Przy przykładowym, stosunkowo wysokim zużyciu energii elektrycznej w średniej wielkości domu jednorodzinnym (czteroosobowa rodzina, częściowa praca w domu z użyciem komputerów, wyposażenie w typowe urządzenia AGD, moc szczytowa 10 kW) na poziome 6600 kWh/rok, cena energii elektrycznej (0,28 zł/kWh) stanowi ok. 50% pełnych kosztów jednostkowych zaopatrzenia w energię brutto - 0,57 zł/kWh.

Prosumentowi, który zdecydowałby się na inwestycje w mikroinstalację, zależy na krótkim  okresie zwrotu nakładów, zazwyczaj do 5-7 lat . Okres ten jest tym krótszy, im wyższa jest  cena energii zaoszczędzonej i sprzedanej.

Jeżeli ww. prosument zainstalowałby mikroinstalację OZE w swoim domu, np. system fotowoltaiczny, zrezygnował ze sprzedaży energii do sieci i zużywał wyprodukowaną energię tylko na swoje potrzeby jako autoproducent, prosty okres zwrotu nakładów powinien liczyć w następujący sposób:

prosty okres zwrotu = [nakładu inwestycyjny] / [roczna produkcja energii x 0,53 zł/kWh]

W tym przypadku powinien się liczyć z tym, że wykorzystanie czasu pracy instalacji będzie niższe (niższa produkcja energii), niż w przypadku sprzedaży, jako producent, całości energii do sieci oraz, że nie dostanie zielonych certyfikatów, co gwarantuje obecnie obowiązujące prawo. Większość z jak dotychczas niewielu funkcjonujących w Polsce mikroinstalacji do produkcji energii elektrycznej (mikroelektrownie wiatrowe i fotowoltaiczne) ma charakter autoproducencki, z pracą na sieć wydzieloną lub wspartą magazynami energii. Zdecydowana większość mikroelektrowni wodnych funkcjonuje w systemie zielonych certyfikatów.

Dopiero gdyby autoproducent zrezygnował z certyfikatów i zdecydował się odłączyć od sieci (musiałby się jednak liczyć z koniecznością budowy systemu hybrydowego i rozbudowanym systemem magazynowania) mógłby w ww. rachunku użyć cenę 0,57 zł/kWh.

Po wejściu w życie nowej regulacji dotychczasowy konsument, jako prosument, może zainstalować na domu system fotowoltaiczny o mocy 10 kW (przykład). W tym przypadku w ciągu roku uzyska ilość energii pozwalającą na pokrycie ok. 2/3 własnych potrzeb z możliwością sprzedaży 1/3  nadwyżki. Nadwyżka będzie sprzedana po 80% ceny energii z ub. roku – 0,20136 zł/kWh, czyli efektywnie ok. 0,16 zł/kWh brutto (cena urzędowa), prosument może zastosować następujący rachunek:

prosty okres zwrotu = [nakładu inwestycyjny] / {[roczne zużycie energii x 66% x 0,53 zł/kWh] + [roczne zużycie energii x 34%  x 0,16 zł/kWh]}

Opisany przypadek pozwala na liczenie prostego okresu zwrotu przy średniej cenie 0,40 zł/kWh. Nie jest to przypadek bardziej korzystny od przypadku autoproducenta, czy producenta korzystającego z systemu zielonych certyfikatów w tych warunkach nowych inwestycji nie będzie. Zaprezentowany przykład dałby prosty okres zwrotu rzędu 20-25 lat, pomimo tego, że w tym rachunku nie ma kosztów finansowych, a prosument nie nalicza żadnego zysku. Zbliżone wyniki dałaby inwestycja w małą elektrownie wiatrową, znacznie gorsze - inwestycja w mikrobiogazownię.

Zastanawia brak tego typu analiz w ocenie skutków przyjętej regulacji (OSR). Nie wiadomo na podstawie jakich analiz poprawka została zaproponowana przez rząd, dlaczego nie była konsultowana z organizacjami działającymi na rzecz energetyki prosumenckiej i dlaczego obniżono wsparcie dla prosumentów w stosunku do firm.

Wobec braku informacji w OSRna ten temat, odpowiedzi można  szukać jedynie w stanowisku rządu, autora poprawki,  przedstawionym w debacie senackiej.  Kwestię tę poruszyło kilku senatorów, w tym senator Obrycki i senator Zaborowski. Senator Roman Zaborowski pytał:  dlaczego ograniczamy chętnych, którzy chcą inwestować nie państwowe, nie publiczne, ale własne środki w mikroinstalacje, mówiąc, że jeśli chodzi o nadwyżkę, to damy tylko 80%. Można by przecież dać 100%. Senator Norbert Obrycki, pytając czy ustawa nie naraża prosumenta na bankructwo i czy zapewnia również równość w traktowaniu różnych producentów energii elektrycznej z OZE? Uzyskał w debacie odpowiedź: chodzi o to, żeby nie było tak, że wartość kilowatogodziny, którą się wyprodukuje samemu, jest wyższa niż wartość kilowatogodziny, którą się kupuje z sieci.To ustawienie – od 80% – powoduje, że bardziej będzie się opłacać wziąć swoją energię, a dopiero resztę sprzedać.

Tymczasem, bazując na powyższym  przykładzie łatwo wykazać, że aby prosumentowi bardziej opłacała się sprzedaż energii do sieci niż jej konsumpcja na potrzeby własne,cena zakupu powinna wynosić minimum 265%  średniej ceny energii z ub. roku (a nie 80%, tak jak rzekomo z tego samego powodu zaproponował rząd).

Ustawodawca który chciałby w jakikolwiek sposób zachęcić do działalności prosumenckiej powinien zapewnić na początku cenę sprzedaży energii powyżej obecnej średniej ceny płaconej przez konsumentaza energię łącznie z dystrybucją. Aby przyjęta poprawka rzeczywiście mogła promować inwestycje typowo prosumenckie , nadwyżka energii powinna być sprzedawana po cenie powyżej 320%  średniej ceny energii z ub. roku (cena sprzedaży energii wynosiłaby wtedy 0,64 zł/kWh,. a średnia ważona powyżej 0,57 zł/kWh).Tak postępowały kraje w których cena energii była zbyt niska aby pobudzić inwestycje (Niemcy) lub postępują gdzie jest jeszcze zbyt niska. Wielka Brytania - stosuje  podwyższona cenę za „eksport" do sieci (ok. 0,30 zł/kWh), co jest szczególnie uzasadnione wtedy, gdy krajowa produkcja energii ze źródeł systemowych nie nadąża za popytem lub gdy koszty rozwoju sieci są wysokie. Wiele wskazuje na to, że rząd w poprawce „ustawiając 80%" wyraził brak zainteresowania aktywnym prosumentem.

Jeżeli wrócimy do obecnej krajowej struktury taryf analizowanej z perspektywy  sprzedawcy z urzędu, to z pewnością nie ma uzasadnienia, aby przy zakupie energii od prosumenta zmniejszać cenę składnika w pozycji „obrót" (tabela). W rzeczywistości, z uwagi na niższe straty na przesyle i dystrybucji, przy modelu prosumenckim cena ta może być nawet wyższa od ceny energii na rynku hurtowym. Można dyskutować o składniku taryfy związanym z dystrybucją. Tu w grę wchodzą koszty regulacyjne (te faktycznie wzrosną) i koszty bilansowania. Jeśli chodzi o koszty bilansowania to, przy odpowiednim zróżnicowaniu taryf dla różnych mikroinstalacji OZE, zachęty do tworzenia systemów hybrydowych i samo bilansowania prosumenta są, przy odpowiedniej liczbie mikroinstalacji, niższe niż w przypadku większych, pojedynczych  źródeł OZE, które sprzedają energię po 100% ceny z ub. roku (plus cena certyfikatów). Ponadto mikroinstalacje wpływają na obniżenie koniecznych nakładów na wzmacnianie i odnowę sieci rozdzielczych niskiego napięcia (jeden z elementów „stałej opłaty sieciowej" i zmniejszenie przerw w dostawach energii odbiorcom końcowym - tzw. wskaźnik SAIDI. U niektórych operatorów, jak np. PGE dystrybucja wskaźnik SAIDI wynosi powyżej 500 minut/rok), co zgodnie w dyrektywą liberalizującą rynek energii powinno być związane z rekompensatami dla odbiorców. Mikroinstalacje prosumenckie zmniejszają wskaźnik SADI i ew. koszty po stronie operatora. Tak więc obniżenie, bez szczegółowych analiz, ceny sprzedaży energii do sieci do 80% (podobnie jak obecne wsparcie dla współspalania) jest równoznaczne z oczekiwanym dofinansowaniem przez prosumentów operatorskich spółek skarbu państwa i korporacji energetycznych żyjących z produkcji energii elektrycznej z węgla.

Poprawka rządowa nie broni się też z perspektywy państwa jako całości. Obecna polityka doprowadzi do nieuchronnego niewywiązania się z celów UE dot. udziału energii z OZE w 2020 roku, wzrostu cen energii, o ile pojawią się jakiejkolwiek inwestycje (ich  niebezpiecznie odsuwane w czasie stwarza tylko pozory że energia nie zdrożeje) jak i do deficytu mocy, i konieczności importu tańszej energii i tańszych niż krajowe paliw. W polskiej energetyce stracone zostały lata 2007-2013. W innych krajach UE w efekcie przyjęcia w 2007 r. Pakietu Klimatycznego przyrastały głównie inwestycje w OZE dając roczne do 20 GW nowych mocy. W Polsce energetyka prosumencka jest obecnie jednym z niewielu obszarów, gdzie szybko i po rozsądnych kosztach marginalnych (krańcowych) można byłoby realizować nowe źródła. Z zapisów przyjętego w 2010 r. rządowego krajowego planu działania w zakresie OZE wynika że do 2020 roku możliwe byłoby uzyskanie ok. 2 GW nowych mocy elektrycznych. Plan nie jest wdrażany bo rząd nie dostrzega korzyści, a dostrzeżenie korzyści wymaga zmiany sposobu podejścia do liczenia kosztów.

Filozofia sieci rozproszonej polega na kosztach unikniętych krańcowych w całym systemie, a nie całkowitym zawłaszczeniu tych kosztów przez operatorów sieci i spółki obrotu. Tego prostego faktu nie uwzględnił rząd proponując poprawkę niesłusznie nazywaną „prosumencką". Nie ma pewności czy rząd nie wykonał analiz, czy być może wykonał, ale z rozmysłem podważa społeczną i gospodarczą  sensowność tego typu rozwiązań.