Έως 138 εκατ. ευρώ ετησίως μπορεί να εξοικονομήσουν οι καταναλωτές από τη διασύνδεση Ελλάδας–Κύπρου, σύμφωνα με την μελέτη προσομοίωσης για τη λειτουργία των δύο ηλεκτρικών συστημάτων το 2035. Ωστόσο το μεγαλύτερο μέρος του οφέλους, περίπου 124 εκατ. ευρώ στο σενάριο για μεταφορική ικανότητα ηλεκτρικής ενέργειας 500 MW, αφορά την κυπριακή αγορά.
Τα αποτελέσματα παρουσίασε χθες στο συνέδριο του Ινστιτούτου Ενέργειας Νοτιοανατολικής Ευρώπης ο καθηγητής του ΑΠΘ κ. Παντελής Μπίσκας και αποτελεί μια πρώτη αποτύπωση της οικονομικής αξίας του έργου για τις δύο χώρες. Η ανάλυση δείχνει ότι σημαντικό μέρος της εξοικονόμησης προκύπτει ήδη από τα πρώτα 500 MW ενώ η περαιτέρω αύξηση της ισχύος δεν διευρύνει ανάλογα τα οφέλη.
Η μελέτη εξετάζει πώς μεταβάλλονται οι τιμές, οι εισαγωγές και η αξιοποίηση των ΑΠΕ όταν οι δύο αγορές λειτουργούν χωρίς ηλεκτρική δισσύνδεση ή συνδέονται μέσω καλωδίου δυναμικότητας 500, 750 ή 1.000 MW. Παράλληλα, διερευνά το ενδεχόμενο η Κύπρος να αποκτήσει πρόσβαση σε φυσικό αέριο φθηνότερο από εκείνο που χρησιμοποιούν οι ελληνικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής.
Τα αποτελέσματα καταδεικνύουν ότι η διασύνδεση μπορεί να μειώσει το κόστος ηλεκτροδότησης και να περιορίσει τις περικοπές πράσινης παραγωγής. Η οικονομική της συνεισφορά ωστόσο, εξαρτάται και από τις τιμές των καυσίμων, καθώς η πρόσβαση της Κύπρου σε φθηνότερο φυσικό αέριο αλλάζει την ανταγωνιστικότητα των μονάδων και τις ροές ηλεκτρικής ενέργειας μεταξύ των δύο αγορών.
Το μεγαλύτερο μερίδιο στην κυπριακή αγορά
Στα βασικά σενάρια, το συνολικό ετήσιο όφελος για τους καταναλωτές των δύο χωρών υπολογίζεται σε 122,7 έως 138,1 εκατ. ευρώ. Στο σενάριο των 500 MW, η Κύπρος εξοικονομεί 123,7 εκατ. ευρώ από το σύνολο των 138,1 εκατ. ευρώ — περίπου το 90% της συνολικής ωφέλειας.
Η εξοικονόμηση στην Κύπρο φτάνει τα 126,6 εκατ. ευρώ όταν η μεταφορική ικανότητα αυξάνεται στα 750 MW, αλλά υποχωρεί στα 123,6 εκατ. ευρώ στο σενάριο των 1.000 MW. Η απόδοση, επομένως, δεν αυξάνεται σταθερά μαζί με την ισχύ του καλωδίου.
Στο σενάριο των 500 MW, το μέσο κόστος προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας στην Κύπρο μειώνεται από 120,49 σε 99,14 ευρώ/MWh. Στον υπολογισμό περιλαμβάνονται και επιμέρους επιβαρύνσεις που συνδέονται με τη λειτουργία του συστήματος, όπως το κόστος απωλειών και διατήρησης εφεδρειών. Για την Ελλάδα, η μεταβολή του μέσου κόστους είναι οριακή και ανάλογα με το σενάριο, κυμαίνεται από μείωση 0,2% έως αύξηση 0,1%.
Ανάλογη είναι η εικόνα στην αγορά επόμενης ημέρας. Η σταθμισμένη με βάση το φορτίο τιμή στην Κύπρο υποχωρεί από 112 σε 90,5 ευρώ/MWh με διασύνδεση 500 MW. Στην Ελλάδα η αύξηση είναι μόλις 0,4–0,5 ευρώ/MWh· ειδικά στο σενάριο των 500 MW, η τιμή μετακινείται από τα 90,6 στα 91 ευρώ/MWh.
Σχεδόν πλήρης σύγκλιση τιμών
Ακόμη και με δυναμικότητα 500 MW, οι χονδρεμπορικές τιμές των δύο αγορών εξισώνονται για 8.151 ώρες τον χρόνο, δηλαδή περίπου στο 93% των ωρών. Το ποσοστό φτάνει το 99,6% με διασύνδεση 750 MW και το 100% στα 1.000 MW.
Η διασύνδεση επιτρέπει στην Κύπρο να καλύπτει μέρος της ζήτησής της με ηλεκτρική ενέργεια από την Ελλάδα, περιορίζοντας την ανάγκη για ακριβότερη εγχώρια παραγωγή. Στα βασικά σενάρια, οι καθαρές εισαγωγές της Κύπρου υπολογίζονται σε 1,53–1,60 TWh ετησίως, ποσότητα που αντιστοιχεί στο 26%–27% της ζήτησης.
Παράλληλα, η σύνδεση των δύο συστημάτων περιορίζει τις περικοπές ανανεώσιμης παραγωγής. Στην Κύπρο, το ποσοστό των περικοπών υποχωρεί από 11,8% χωρίς διασύνδεση σε περίπου 4,5%. Στην Ελλάδα, η μείωση είναι μικρότερη, από 3,1% σε περίπου 2,9%. Ρόλο παίζουν τα διαφορετικά καιρικά δεδομένα και τα προφίλ παραγωγής των δύο χωρών, που δημιουργούν περιθώρια ανταλλαγής ενέργειας.
Το φθηνότερο αέριο αλλάζει την εξίσωση
Στο βασικό μοντέλο για το 2035, το φυσικό αέριο κοστίζει περίπου 28 ευρώ/MWh. Στο εναλλακτικό σενάριο, η τιμή του στην Κύπρο υποχωρεί στα 18 ευρώ/MWh, ενώ στην Ελλάδα παραμένει αμετάβλητη. Οι κυπριακές μονάδες γίνονται έτσι πιο ανταγωνιστικές και οι καθαρές εισαγωγές από την Ελλάδα περιορίζονται περίπου στο μισό, από 1,6 σε 0,8 TWh τον χρόνο.
Με τις νέες αυτές παραδοχές, η ετήσια εξοικονόμηση για τους καταναλωτές μειώνεται στα 40–50 εκατ. ευρώ, περίπου στο ένα τρίτο του οφέλους του βασικού σεναρίου. Από το ποσό αυτό, 16–23 εκατ. ευρώ αντιστοιχούν στην Ελλάδα και 23–27 εκατ. ευρώ στην Κύπρο. Παρά τη μικρότερη συνολική ωφέλεια, το τελικό κόστος προμήθειας στην κυπριακή αγορά παραμένει στα 98–99 ευρώ/MWh και στα δύο σενάρια.
Την ίδια στιγμή μειώνεται και η εξοικονόμηση στο κόστος καυσίμων. Από 61–62 εκατ. ευρώ στο βασικό σενάριο σε 18–21 εκατ. ευρώ όταν η Κύπρος προμηθεύεται φθηνότερο αέριο. Οι περικοπές ΑΠΕ στην Κύπρο περιορίζονται περαιτέρω, στο 3,5%–3,8%, έναντι 4,5%–5,3% στο βασικό σενάριο.
Το πολιτικό και ρυθμιστικό πλαίσιο
Η μελέτη παρουσιάστηκε χθες στο 30ό Εθνικό Συνέδριο «Ενέργεια & Ανάπτυξη» του ΙΕΝΕ. Στη συζήτηση που ακολούθησε, ο Νίκος Μπουλαξής, γενικός διευθυντής Ρυθμιστικών Θεμάτων του ΑΔΜΗΕ, ανέφερε ότι η μελέτη κόστους–οφέλους (CBA) του Διαχειριστή επιβεβαιώνει τα οφέλη του έργου, παρότι βασίζεται σε διαφορετικές παραδοχές και μοντέλα. Ως εκ τούτου, τα επιμέρους αριθμητικά αποτελέσματα των δύο μελετών δεν είναι άμεσα συγκρίσιμα.
Η παρουσίαση έγινε ενώ αναμένεται η έκδοση NAVTEX για την επανέναρξη των ερευνών βυθού στην περιοχή της Κάσου, οι οποίες είχαν διακοπεί τον Ιούλιο του 2024. Το γαλλικό ερευνητικό πλοίο Abeille Marengo βρίσκεται στο Ηράκλειο εν αναμονή της σχετικής ειδοποίησης. Σύμφωνα με τις τελευταίες πληροφορίες, η NAVTEX αναμένεται εντός των επομένων ημερών και το ενδιαφέρον επικεντρώνεται αναμφίβολα στην στάση που θα κρατήσει η Τουρκία.
protothema.gr
