Η λειτουργία του Great Sea Interconnector (GSI) με όριο μεταφοράς 500 MW θα μπορούσε να μειώσει κατά περίπου 19% την τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας στην Κύπρο και κατά 138,1 εκατ. ευρώ την ετήσια συνολική δαπάνη των καταναλωτών σε Ελλάδα και Κύπρο. Το μεγαλύτερο μέρος του οφέλους συγκεντρώνεται στην κυπριακή αγορά, ενώ το κόστος προμήθειας στην Ελλάδα παραμένει σχεδόν αμετάβλητο.
Τα ευρήματα προκύπτουν από μελέτη των καθηγητών του ΑΠΘ Παντελή Μπίσκα και Χρήστου Σιμόγλου, η οποία παρουσιάστηκε στο 30ό Ετήσιο Εθνικό Συνέδριο «Ενέργεια και Ανάπτυξη» του ΙΕΝΕ. Η ανάλυση εξετάζει τη λειτουργία των δύο ηλεκτρικών συστημάτων το 2035, όταν το GSI θεωρείται ήδη σε λειτουργία. Η εκτιμώμενη θέση του έργου σε λειτουργία τοποθετείται στο 2034.
Τι εξετάζει η προσομοίωση
Η Κύπρος δεν έχει σήμερα ηλεκτρική διασύνδεση με άλλη χώρα. Η ζήτησή της, περίπου 5,7 TWh τον χρόνο με αιχμή φορτίου 1,3 GW, καλύπτεται από πετρελαϊκές μονάδες, ενώ οι τιμές είναι υψηλές και ευμετάβλητες και σημαντικό μέρος της ηλιακής παραγωγής περικόπτεται.
Η μελέτη συγκρίνει τέσσερις περιπτώσεις: λειτουργία χωρίς GSI και λειτουργία με όριο καθαρής μεταφορικής ικανότητας 500, 750 και 1.000 MW προς κάθε κατεύθυνση. Το ονομαστικό δυναμικό του καλωδίου είναι 1.000 MW. Κάθε περίπτωση εξετάζεται τόσο με την ίδια τιμή φυσικού αερίου στις δύο χώρες όσο και με χαμηλότερη τιμή για τις κυπριακές μονάδες.
Η προσομοίωση καλύπτει 8.760 ώρες και συνδέει τις αγορές επόμενης ημέρας Ελλάδας και Κύπρου, με τη ροή να περιορίζεται από το εκάστοτε όριο μεταφοράς. Η εξισορρόπηση, ωστόσο, γίνεται χωριστά σε κάθε σύστημα και η ροή του GSI δεν ανακατανέμεται σε πραγματικό χρόνο. Η μελέτη υπολογίζει τιμές, ροές, περικοπές ΑΠΕ, κατανάλωση καυσίμων, εκπομπές και κόστος προμήθειας.
Για το 2035, η ετήσια ζήτηση εκτιμάται σε 62,99 TWh στην Ελλάδα και 5,93 TWh στην Κύπρο. Η εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ φτάνει τα 29.553 MW στην Ελλάδα και τα 1.650 MW στην Κύπρο. Η δυνητική παραγωγή ΑΠΕ, χωρίς τα μεγάλα υδροηλεκτρικά, αντιστοιχεί στο 84,5% της ελληνικής ζήτησης και στο 47,8% της κυπριακής.
Στο μοντέλο περιλαμβάνονται 8.800 MW μπαταριών και 1.955 MW αντλησιοταμίευσης στην Ελλάδα, καθώς και 415 MW μπαταριών στην Κύπρο. Η ελληνική θερμική παραγωγή βασίζεται σε μονάδες αερίου, με πλήρη απολιγνιτοποίηση, ενώ στην Κύπρο συνυπολογίζονται μονάδες αερίου και πετρελαίου. Οι παραδοχές για την αποθήκευση, την ευελιξία και τις μονάδες που πρέπει να παραμένουν σε λειτουργία επηρεάζουν τα αποτελέσματα. Στην Ελλάδα έχουν υπολογιστεί, επίσης, νέες διασυνδέσεις με την Αλβανία, την Τουρκία και την Ιταλία.
Η σύγκλιση των τιμών και οι ροές στο καλώδιο
Στο βασικό σενάριο, η τιμή φυσικού αερίου ορίζεται στα 27,97 ευρώ/MWh και στις δύο χώρες, ενώ η τιμή των δικαιωμάτων CO₂ στα 121,9 ευρώ/τόνο. Με όριο μεταφοράς 500 MW, η σταθμισμένη με το φορτίο τιμή στην Κύπρο υποχωρεί από 112 ευρώ/MWh χωρίς GSI σε 90,5 ευρώ/MWh. Η μείωση φτάνει τα 21,5 ευρώ/MWh ή περίπου 19%. Η ελληνική τιμή αυξάνεται πολύ λιγότερο, κατά 0,4–0,5 ευρώ/MWh, από 90,6 σε περίπου 91 ευρώ/MWh.
Οι τιμές των δύο αγορών συγκλίνουν πλήρως για 8.151 ώρες με όριο 500 MW, για 8.725 ώρες στα 750 MW και για όλο το έτος στα 1.000 MW. Η αύξηση της μεταφορικής ικανότητας από τα 500 MW στα 750 ή στα 1.000 MW μειώνει την κυπριακή τιμή κατά λιγότερο από 0,7 ευρώ/MWh επιπλέον.
Το όριο μεταφοράς εμφανίζεται δεσμευτικό για 609 ώρες στα 500 MW, για 35 ώρες στα 750 MW και για καμία ώρα στα 1.000 MW. Ως δεσμευτική ώρα η μελέτη ορίζει εκείνη κατά την οποία υπάρχει διαφορά τιμής μεταξύ των δύο αγορών και προκύπτει έσοδο συμφόρησης. Στα 500 MW, οι 513 από τις 609 ώρες αφορούν ροή από την Ελλάδα προς την Κύπρο και οι υπόλοιπες 96 την αντίθετη κατεύθυνση. Το έσοδο συμφόρησης υπολογίζεται σε περίπου 3,5 εκατ. ευρώ ετησίως στα 500 MW και 0,14 εκατ. ευρώ στα 750 MW, με τα έσοδα να επιστρέφονται στους καταναλωτές ισόποσα.
Η καθαρή ετήσια ροή από την Ελλάδα προς την Κύπρο ανέρχεται σε 1,54 TWh στα 500 MW, 1,58 TWh στα 750 MW και 1,60 TWh στα 1.000 MW. Οι καθαρές εισαγωγές καλύπτουν το 26%–27% της κυπριακής ζήτησης. Η Κύπρος εισάγει κυρίως το βράδυ και τη νύχτα, ενώ γύρω στο μεσημέρι η ροή αντιστρέφεται και μέρος του ηλιακού πλεονάσματος κατευθύνεται προς την Ελλάδα. Η μέση εισαγωγή στις βραδινές ώρες αιχμής κυμαίνεται από περίπου 390 MW στα 500 MW έως 460 MW στα υψηλότερα όρια μεταφοράς.
Μετατόπιση της θερμικής παραγωγής και περικοπές ΑΠΕ
Με τη διασύνδεση, μέρος της παραγωγής των κυπριακών θερμικών μονάδων αντικαθίσταται από ελληνικές μονάδες αερίου και από ΑΠΕ. Η κατανάλωση φυσικού αερίου στην Κύπρο μειώνεται περίπου στο μισό, από 620 σε περίπου 310 εκατ. κυβικά μέτρα, ενώ η κατανάλωση πετρελαίου υποχωρεί από 19,1 χιλιάδες τόνους σε 10,7–11,2 χιλιάδες τόνους. Ο λογαριασμός καυσίμου της Κύπρου μειώνεται από 247 εκατ. ευρώ σε περίπου 124–126 εκατ. ευρώ.
Στην Ελλάδα, η κατανάλωση αερίου αυξάνεται κατά 5,3%–5,5%, από 3,268 σε περίπου 3,445 δισ. κυβικά μέτρα, προσθέτοντας 60–62 εκατ. ευρώ στο κόστος καυσίμου. Συνολικά, ωστόσο, το κόστος καυσίμων των δύο συστημάτων μειώνεται κατά περίπου 61 εκατ. ευρώ ή 4,5%, ενώ οι εκπομπές CO₂ υποχωρούν κατά περίπου 290 χιλιάδες τόνους ή 3,5%. Τα αποτελέσματα αυτά διαφοροποιούνται ελάχιστα μεταξύ των τριών ορίων μεταφοράς.
Στην Κύπρο, οι τελικές περικοπές ΑΠΕ μειώνονται από 11,8% χωρίς GSI σε 4,5% στα 500 MW. Στα 750 MW διαμορφώνονται σε 4,8% και στα 1.000 MW σε 5,3%. Στην αγορά επόμενης ημέρας, οι κυπριακές περικοπές μειώνονται από 11,2% σε επίπεδο κάτω του 2%, καθώς το μεσημεριανό πλεόνασμα μπορεί να εξαχθεί. Στην Ελλάδα, η τελική περικοπή υποχωρεί από 3,1% σε περίπου 2,9%, ενώ στο σύνολο των δύο συστημάτων μειώνεται από 3,6% σε 3%.
Η μελέτη καταγράφει ταυτόχρονα αύξηση της κυπριακής περικοπής ΑΠΕ σε πραγματικό χρόνο, από 17 GWh χωρίς GSI σε 79, 85 και 95 GWh στα τρία όρια μεταφοράς. Καθώς η εξισορρόπηση γίνεται χωριστά σε κάθε χώρα, οι αποκλίσεις στην Κύπρο πρέπει να καλυφθούν τοπικά. Με λιγότερες θερμικές μονάδες σε λειτουργία, μεγαλύτερο μέρος των αναγκών καθοδικής εξισορρόπησης καλύπτεται με περικοπή ΑΠΕ. Αυτό εξηγεί γιατί η τελική κυπριακή περικοπή αυξάνεται ελαφρώς όταν το όριο του GSI ανεβαίνει από τα 500 στα 1.000 MW.
Το όφελος συγκεντρώνεται στην Κύπρο
Το κόστος προμήθειας, μαζί με τους λογαριασμούς προσαυξήσεων που συνυπολογίζει η μελέτη, διαμορφώνεται στην Κύπρο στα 120,49 ευρώ/MWh χωρίς GSI. Με τη διασύνδεση υποχωρεί στα 99,14 ευρώ/MWh στα 500 MW, στα 98,64 ευρώ/MWh στα 750 MW και στα 99,17 ευρώ/MWh στα 1.000 MW. Στην Ελλάδα, το αντίστοιχο κόστος κινείται από 102,22 ευρώ/MWh χωρίς GSI σε 101,99, 102,28 και 102,14 ευρώ/MWh, αντίστοιχα.
| Όριο μεταφοράς | Μεταβολή δαπάνης στην Ελλάδα | Μεταβολή δαπάνης στην Κύπρο | Συνολική εξοικονόμηση |
|---|---|---|---|
| 500 MW | −14,3 εκατ. ευρώ | −123,7 εκατ. ευρώ | 138,1 εκατ. ευρώ |
| 750 MW | +3,9 εκατ. ευρώ | −126,6 εκατ. ευρώ | 122,7 εκατ. ευρώ |
| 1.000 MW | −4,7 εκατ. ευρώ | −123,6 εκατ. ευρώ | 128,2 εκατ. ευρώ |
Τα ποσά αφορούν την ετήσια μεταβολή της συνολικής δαπάνης των καταναλωτών. Το αρνητικό πρόσημο δηλώνει μείωση δαπάνης, ενώ το θετικό αύξηση. Έτσι, το συνολικό όφελος κυμαίνεται από 122,7 έως 138,1 εκατ. ευρώ τον χρόνο στο βασικό σενάριο, αλλά δεν κατανέμεται με τον ίδιο τρόπο στις δύο χώρες. Στα 750 MW, για παράδειγμα, η δαπάνη των Ελλήνων καταναλωτών αυξάνεται κατά 3,9 εκατ. ευρώ, παρότι το συνολικό αποτέλεσμα για τις δύο αγορές παραμένει θετικό.
Με φθηνότερο κυπριακό αέριο αλλάζει η αξιοποίηση του GSI
Στο σενάριο ευαισθησίας, η τιμή του αερίου για τις κυπριακές μονάδες μειώνεται κατά 10 ευρώ/MWh, στα 17,97 ευρώ/MWh, έναντι 27,97 ευρώ/MWh στο βασικό σενάριο. Η υπόθεση αποτυπώνει ενδεχόμενη πρόσβαση σε φθηνότερο εγχώριο αέριο και δεν αποτελεί εκτίμηση για τη μελλοντική τιμή του. Με αυτό το κόστος, οι δύο νέες κυπριακές μονάδες συνδυασμένου κύκλου περνούν στην αρχή της κατάταξης των θερμικών μονάδων, με οριακό κόστος περίπου 90–91 ευρώ/MWh.
Χωρίς GSI, η τιμή στην κυπριακή αγορά υποχωρεί ήδη από τα 112 στα 94,9 ευρώ/MWh. Με τη διασύνδεση, συγκλίνει περίπου στα 89,5 ευρώ/MWh. Έτσι, η επίδραση του GSI στην κυπριακή τιμή περιορίζεται από περίπου 21,5 σε 5,3–5,6 ευρώ/MWh. Η καθαρή ροή από την Ελλάδα προς την Κύπρο σχεδόν υποδιπλασιάζεται, στα περίπου 0,8 TWh τον χρόνο, ενώ οι εξαγωγές από την Κύπρο προς την Ελλάδα αυξάνονται κατά σχεδόν 40%, στα 560–590 GWh.
Η συνολική εξοικονόμηση για τους καταναλωτές περιορίζεται στα 39,9 εκατ. ευρώ με όριο 500 MW, στα 46,6 εκατ. ευρώ στα 750 MW και στα 50 εκατ. ευρώ στα 1.000 MW. Από το όφελος εκτιμάται ότι 16–23 εκατ. ευρώ αφορούν την Ελλάδα και 23–27 εκατ. ευρώ την Κύπρο. Η εξοικονόμηση από το κόστος καυσίμου μειώνεται στα 18–21 εκατ. ευρώ, ενώ οι εκπομπές CO₂ υποχωρούν κατά 224–243 χιλιάδες τόνους.
Οι τελικές περικοπές ΑΠΕ στην Κύπρο διαμορφώνονται σε 3,8% στα 500 MW, 3,7% στα 750 MW και 3,5% στα 1.000 MW. Η χαμηλότερη τιμή αερίου κρατά περισσότερες κυπριακές μονάδες σε λειτουργία, ενισχύοντας τη δυνατότητα καθοδικής εξισορρόπησης. Παράλληλα, αυξάνονται κατά 7%–13% οι εκκινήσεις μονάδων στο Βασιλικό και των πετρελαϊκών μονάδων αιχμής. Σε αυτό το σενάριο, η αύξηση της μεταφορικής ικανότητας προσθέτει 7–10 εκατ. ευρώ ετήσιου οφέλους σε σχέση με τα 500 MW.
Η ισχύς του καλωδίου δεν είναι από μόνη της οικονομική αξιολόγηση
Η ανάλυση δείχνει ότι, ως προς τα οφέλη της αγοράς που υπολογίζει, τα πρώτα 500 MW καλύπτουν σχεδόν όλο το όφελος στο βασικό σενάριο και περίπου το 80% όταν το κυπριακό αέριο είναι φθηνότερο. Η μελέτη, όμως, δεν περιλαμβάνει το κόστος κατασκευής του έργου και τον επιμερισμό του, βασίζεται σε μία χρονιά με συγκεκριμένες συνθήκες ζήτησης και καιρού και δεν εξετάζει τη δυνατότητα εξισορρόπησης μεταξύ των δύο χωρών μέσω του GSI. Η διασυνοριακή εξισορρόπηση, περισσότερα έτη καιρού και ένα πλήρες cost-benefit analysis περιλαμβάνονται στα πεδία μελλοντικής έρευνας.
Στη συζήτηση, από την πλευρά του ΑΔΜΗΕ επισημάνθηκε επίσης ότι τα αποτελέσματα διαφορετικών μελετών πρέπει να συγκρίνονται με βάση τα μοντέλα και τις παραδοχές τους, καθώς αυτά μπορεί να διαφέρουν.
Διαβάστε ακόμη
