Конкурентному рынку электроэнергии Кипра год, а счета не стали ниже

1 октября 2026 года конкурентному рынку электроэнергии Кипра исполняется год. Технически он работает: электричество торгуется на рынке на сутки вперёд, внутри суток, на форвардном и балансирующем рынках по образцу целевой модели ЕС. Но, как пишет обозреватель Cyprus Mail, старший научный сотрудник Атлантического совета Чарльз Эллинас в аналитической колонке от 26 сентября 2026 года, по главным критериям — эффективность, инвестиции и снижение счетов — заметного прогресса нет. Цены на электричество остаются одними из самых высоких в Европе, а выбор у потребителей минимальный.

Как устроен рынок и кто в нём участвует?

Модель конкурентного рынка Регулирующий орган по энергетике (ΡΑΕΚ) утвердил ещё в 2015 году, правила — в 2017-м. Тестовый режим начался в январе 2025 года, а коммерческая работа стартовала 1 октября 2025 года — запуск сознательно перенесли с лета, чтобы не проводить переход в пик потребления. На старте в рынок вошли 17 участников: два производителя, десять поставщиков, девять агрегаторов возобновляемой энергии и три производителя ВИЭ (возобновляемые источники энергии). Торги ведутся через Кипрскую фондовую биржу, клиринг обеспечивает греческий Eurobank. Для генерации и сбыта Электрической компании Кипра (EAC) действуют особые ограничения из-за доминирующего положения.

Закон дал потребителям право сменить поставщика в течение трёх недель, а с 1 января 2026 года — за 24 часа. Однако, по данным ΡΑΕΚ, в первый месяц работы рынка на сбытовое подразделение EAC приходилось 91,19% поставленной энергии, на независимых поставщиков — 8,81%. В генерации EAC давала 75% выработки, независимые производители — 6,81%, а фотоэлектрические системы по схеме взаимозачёта — 13,59%. Подробнее об устройстве рынка рассказывает Энергетическая служба Министерства энергетики.

Почему европейская модель плохо ложится на Кипр?

Целевая модель ЕС создавалась для больших связанных между собой энергосистем с множеством генераторов и трейдеров, где дорогую местную энергию можно заменить импортом. У Кипра, отмечает Эллинас, ничего этого нет: маленькая изолированная система без межсистемных связей, один доминирующий традиционный генератор и немного частных игроков, многие из которых к тому же коммерчески связаны друг с другом. Когда электричество переходит от генерирующей компании к поставщику внутри одной группы, формально это рыночная сделка, но реальной ценовой конкуренции не возникает.

Вторая проблема — дорогая генерация на мазуте и дизеле с добавкой платы за выбросы. При маржинальном ценообразовании оптовую цену задаёт самый дорогой генератор, нужный для покрытия спроса. Солнечные станции с куда меньшей себестоимостью работают «под зонтиком» дорогой традиционной генерации: им достаточно предложить цену чуть ниже мазутной, а не близкую к собственным затратам. Разница между дешёвым солнцем и рыночной ценой оседает в цепочке производитель — агрегатор — поставщик, а условия двусторонних контрактов, комиссии и маржа не публикуются.

Большая часть солнечной энергии не участвует в торгах

По данным Энергетической службы на апрель 2026 года, установленная мощность фотоэлектрических систем на Кипре превышала 1055 МВт. Из них 471,5 МВт работали по схеме взаимозачёта показаний, 158,3 МВт — по схеме взаимозачёта счетов, около 76 МВт получали гарантированный тариф и лишь около 326 МВт предназначались для конкурентного рынка. Почти 60% солнечных мощностей рассчитаны на самопотребление: они снижают дневной спрос, но не участвуют в формировании оптовой цены.

Полноценно торгуют только крупные коммерческие парки, и даже их выработку массово ограничивают: в 2025 году доля принудительных отключений ВИЭ превысила 47%. Рынок запустили до того, как появились батареи, умные счётчики и механизмы управления спросом, поэтому днём дешёвую энергию отсекают, а вечером возвращается дорогая мазутная генерация. Розничная конкуренция при этом сводится к скидке от тарифа EAC: потребитель не видит, транслирует ли поставщик дешёвую возобновляемую энергию или просто выставляет цену чуть ниже монополиста.

Спасут ли газ, батареи и кабель из Греции?

Природный газ, накопители, модернизация сетей и межсистемный кабель обычно называют реформами, которые «заставят рынок работать». Эллинас предупреждает, что ни одна из них не гарантирует дешёвого электричества. Проект СПГ-терминала в Василико пережил многолетние задержки, споры и рост стоимости, и с учётом возврата инфраструктурных затрат газовая генерация может оказаться ненамного дешевле мазутной — импорт СПГ стоит рассматривать как диверсификацию и снижение выбросов, а не как источник дешёвого тока. Накопители сократят отключения ВИЭ, но добавят собственные капитальные затраты и потери. Great Sea Interconnector способен принести внешнюю конкуренцию, но остаётся под финансовыми, строительными и геополитическими рисками и тоже будет оплачен потребителями.

Что предлагают изменить?

Автор не призывает отказаться от рынка или вернуться к монополии EAC. Он предлагает независимый аудит: двусторонние контракты, маржа производителей и поставщиков, сделки между связанными сторонами, ограничения ВИЭ, балансирующие затраты и распределение выгоды от возобновляемой энергии. Затем — простой тест: снизил ли рынок общие системные затраты и дошла ли экономия до потребителей. Если нет, Кипру стоит рассмотреть совместимые с правилами ЕС альтернативы: конкурентные аукционы для ВИЭ, двусторонние контракты на разницу и независимое государственное закупочное агентство.

Вопрос стоимости электричества уже вышел на уровень работодателей: 15 июля 2026 года Федерация работодателей и промышленников (ОЕВ) провела семинар высокого уровня по снижению стоимости электроэнергии, а в сентябре обсудила его выводы с руководством ΡΑΕΚ — первый год работы конкурентного рынка был одной из главных тем. Вывод колонки жёсткий: у Кипра не просто дорогая генерация, а проблема самой конструкции рынка, который ввёл торговлю, не создав условий для конкуренции.