Рынок электроэнергии Кипра подает противоречивые ценовые сигналы из-за зависимости от нефти

Рынок работает по двум ценовым траекториям

На Кипре действуют два параллельных механизма ценообразования на электроэнергию с разной экономической логикой. Основная оптовая цена тесно связана с международным рынком нефти, тогда как вторая применяется к генерирующим установкам, которые обязаны оставаться в работе для нужд энергосистемы. По данным SBC TV, она определяется заявленными эксплуатационными расходами и результатами аукциона с фактически одним участником, а не напрямую ценой нефти или спросом на электроэнергию.

Различие принципиально, поскольку более 90% стоимости, обращающейся на кипрском рынке электроэнергии, создается за счет сжигания нефтепродуктов. Большинство генерирующих установок устарели и недостаточно маневренны: они продолжают работать на минимально допустимой технической мощности даже в солнечные часы. Без накопителей и трансграничных соединений колебания мировых нефтяных котировок почти автоматически переходят в себестоимость генерации и счета потребителей.

Оптовые цены сохраняют высокую волатильность

SBC TV сообщает, что в конце 2025 года оптовая цена составляла около €150-180/МВт·ч, а в марте поднялась до €250/МВт·ч. Затем она снизилась, но в августе вновь достигла €243/МВт·ч, а в сентябре — €257/МВт·ч. Среднее значение за период составило €203/МВт·ч. Такая динамика показывает прямую зависимость расходов домохозяйств и бизнеса от потрясений на нефтяном рынке.

Кипр пока не может компенсировать подорожание топлива более дешевым импортом электроэнергии. Возможности возобновляемой генерации также используются не полностью: традиционные станции должны оставаться включенными, а накопителей в системе нет. В результате на небольшом изолированном рынке нефтепродукты продолжают определять значительную часть затрат даже тогда, когда солнечная генерация временно снижает потребность в тепловой энергии.

Для производителей и крупных потребителей электроэнергии это означает структуру затрат, которую трудно хеджировать внутри страны. Генераторы зависят от импортного топлива, а промышленные и коммерческие предприятия сталкиваются с оптовыми колебаниями, вызванными событиями за пределами Кипра. Инвестиции в ВИЭ, накопители и межсистемные соединения способны снизить эту зависимость, однако текущие счета по-прежнему формирует существующая ценовая модель.

Обязательные энергоблоки дают иной сигнал

Около трети рынка приходится на обязательные к включению энергоблоки, которые поддерживают работу энергосистемы. Их цена должна отражать расходы на поддержание готовности, а не краткосрочное соотношение спроса и предложения. Однако, как пишет SBC TV, механизм опирается на заявленные затраты, которые не сверяются с фактическими счетами за топливо, а в аукционе участвует по существу один претендент.

Одна и та же комбинация из четырех блоков входила в эту категорию в октябре 2025 года, июне 2026 года и сентябре 2026 года. В первые два месяца их цена составляла €189,52/МВт·ч и €227,37/МВт·ч — примерно на 17% выше соответствующей оптовой цены. Однако в сентябре оптовая цена достигла годового максимума €257/МВт·ч, а стоимость тех же блоков упала до €75,77/МВт·ч: прежняя надбавка превратилась в скидку примерно 70%.

Расхождение вызывает вопросы о расчете, проверке и последующем переносе заявленных затрат в счета потребителей. Регулятору энергетики Кипра предстоит разъяснить, проходят ли эти расходы независимую проверку и будут ли опубликованы ее результаты. Для участников рынка прозрачная верификация позволила бы отделить реальные расходы на надежность энергосистемы от ценовых результатов, обусловленных слабой конкуренцией.