塞浦路斯光伏满足约四分之一日用电需求，现行定价规则受审视

小型系统主导光伏发电

据sbctv.gr报道，光伏发电目前已满足塞浦路斯约四分之一的日用电需求，但其中很大一部分电量并未进入电力市场。因此，核心问题不仅是光伏发电量有多大，还包括哪些设施能够获得收入、电价如何确定，以及谁承担电网平衡成本。

报道援引配电系统运营商的官方数据称，分布式光伏发电分为三大类。超过102,000套住宅和企业小型系统构成光伏出力的主体，其中99,854套采用净计量，2,343套采用净结算。进入市场的大型设施仅有254座，商业电站数量远低于屋顶光伏系统。

不同需求水平下，发电结构也会变化。在低需求日，大型光伏电站满足总用电需求的3.9%；在高需求日，这一比例升至9.8%。不受调度控制的居民系统占比则从8.8%降至3.7%。两种情况下，居民系统发电量分别为972兆瓦时和876兆瓦时，整体较为稳定，说明占比变化主要来自总需求变化，而非居民光伏遭到大规模限发。

大型电站承担主要限发风险

sbctv.gr称，当用电需求偏低且日照充足时，为维持电网平衡，系统调度几乎将全部限发压力施加于大型光伏电站。规模较小、位置更分散的发电者较少受到出力限制。大型电站因此承担了终端用户无法从电费账单中直接看到的运营风险。

大部分光伏发电在市场定价中也几乎不可见。自发自用和分布式光伏减少了常规机组在日照时段需要供应的电量，却不会直接形成市场价格。这意味着，单纯修改太阳能售电协议未必能让消费者电费迅速、普遍下降。

监管定价压缩商业操作空间

国家支持计划下收购的可再生能源电力，监管价格为每千瓦时€0.11。该价格依据塞浦路斯能源监管局的燃料调整计算方法和第112/2023号监管决定制定。当塞浦路斯电力局发电业务的可避免成本超过这一水平时，收购价固定为2013-2022年的平均购买价格。

监管框架还限制了合同安排。根据CERA第01/2021号监管决定、KDP 359/2021第7.74段，EAC供电业务被明确禁止签订双边批发合同。唯一例外是国家计划覆盖的可再生能源电站，其电量按每千瓦时€0.11收购。因此，市场主体协商价格或设计更灵活商业协议的空间有限。

调整太阳能协议的建议只能影响光伏总发电量中规模较小、可被市场观察的部分。电费能否获得更广泛的下降，取决于限发风险如何分配、屋顶系统与大型电站的比例如何变化，以及固定光伏收购价的规则是否调整。要判断现行体系下谁获益、较低的光伏成本是否传导至家庭和企业，还需要公开合同数量、覆盖电量和管理主体等更透明的数据。