Από την Επέκταση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας στη Διαχείριση Περιορισμών του Συστήματος

(English version follows below)

Η ενεργειακή μετάβαση της Κύπρου εισέρχεται σε μια νέα φάση. Μετά από μια περίοδο ταχείας ανάπτυξης των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) κατά τα έτη 2020~2024, το ηλεκτρικό μας σύστημα βρίσκεται πλέον αντιμέτωπο με ζητήματα λειτουργικής ισορροπίας, περιορισμών δικτύου, ανακατανομής τεχνικού και επενδυτικού ρίσκου.

Σε αντίθεση με την προηγούμενη περίοδο όπου το βασικό ερώτημα ήταν ο ρυθμός επέκτασης της εγκατεστημένης ισχύος, το 2025~2026 αναδεικνύεται ως φάση συστημικής ωρίμανσης και εξισορρόπησης του ενεργειακού συστήματος.

Το παρόν άρθρο, αποτελεί επικαιροποίηση βασικών διαπιστώσεων μας που είχαν καταγραφεί σε προηγούμενη δημοσίευση (βλέπετε ΕΔΩ το σχετικό μας άρθρο) για την ενεργειακή μετάβαση της Κύπρου. Στόχος, πέρα από την απλή καταγραφή των εξελίξεων είναι η αξιολόγηση των ακόλουθων σημείων:

• Τί άλλαξε ουσιαστικά στη λειτουργία του συστήματος.


• Ποιες αδυναμίες επιβεβαιώθηκαν ως δομικές.


• Πώς ανακατανέμεται πλέον ο τεχνικός και επενδυτικός κίνδυνος.


• Ποιες στρατηγικές επιλογές διαφοροποιούν τα βιώσιμα ενεργειακά έργα.

Για όλους τους εμπλεκόμενους φορείς, το κρίσιμο ερώτημα είναι υπό ποιους τεχνικούς, ρυθμιστικούς και οικονομικούς περιορισμούς μπορούν να παραμείνουν βιώσιμα.

 

Η Μετάβαση σε μια Νέα Φάση του Συστήματος

Η περίοδος 2020~2024, τη χαρακτηρίζουμε ως φάση ταχείας επέκτασης των ΑΠΕ στην Κύπρο. Η έμφαση δόθηκε στην αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος και στη διείσδυση των φωτοβολταϊκών στο ενεργειακό μείγμα της Κύπρου μας.

Η περίοδος που ακολουθεί σηματοδοτεί μια διαφορετική πραγματικότητα. Το ενεργειακό σύστημα εισέρχεται πλέον σε μια φάση εξισορρόπησης (system balancing era), όπου η προτεραιότητα μετατοπίζεται από την απλή εγκατάσταση νέας ισχύος στη διαχείριση της λειτουργικής ευελιξίας του συστήματος.

Σε αυτή τη φάση, τα πιο κάτω ζητήματα αποκτούν καθοριστική σημασία για τη βιωσιμότητα νέων έργων:

• Οι περικοπές παραγωγής (curtailments)


• Η ανάγκη αποθήκευσης ενέργειας


• Η διαχείριση φορτίου


• Η ευελιξία των συνδέσεων


• Η λειτουργία της ανταγωνιστικής αγοράς ηλεκτρισμού

1. Θεσμικές και Ρυθμιστικές Εξελίξεις

1.1 Αναθεώρηση Πλαισίου Εγκατάστασης Φωτοβολταϊκών

Κατά τα τελευταία έτη παρατηρούμε σταδιακή αυστηροποίηση του πλαισίου εγκατάστασης και σύνδεσης φωτοβολταϊκών συστημάτων, η οποία προκύπτει από τη σταδιακή εφαρμογή των διαδικασιών σύνδεσης που βασίζονται σε ρυθμιστικές αποφάσεις της ΡΑΕΚ.

Ενδεικτικά:

• ΡΑΕΚ 02/2022 (ΚΔΠ 106/2022) - Οδηγίες για τη Διαδικασία Σύνδεσης στο Σύστημα Μεταφοράς και Διανομής


• ΡΑΕΚ 01/2022 (ΚΔΠ 105/2022) - Κατευθυντήριες Αρχές Χρεώσεων Σύνδεσης


• Απόφαση ΡΑΕΚ 154/2024 - Έγκριση Διαδικασίας Σύνδεσης στο Σύστημα Μεταφοράς


• ΡΑΕΚ 02/2025 (ΚΔΠ 260/2025) - Πλαίσιο Συμφωνιών Ευέλικτης Σύνδεσης

Επιπρόσθετα, κατά την περίοδο 2025~2026 παρατηρήσαμε μια ακόμα πιο αυστηρή εφαρμογή αυτών των πλαισίων στην πράξη, δηλαδή:

• Αυξημένες απαιτήσεις πληρότητας τεχνικών φακέλων.


• Αυστηρότερη αξιολόγηση μελετών προστασίας.


• Ενισχυμένο έλεγχο τεχνικών παραδοχών πριν την έγκριση σύνδεσης.


• Σταδιακή ενσωμάτωση της έννοιας της «ευέλικτης σύνδεσης»

Η ποιότητα της τεχνικής μελέτης αντιμετωπίζεται πλέον ως στοιχείο κανονιστικής συμμόρφωσης και διαχείρισης ρίσκου συστήματος.

 

1.2 Μετάβαση από Επιχορηγήσεις σε Μοντέλα Αυτοκατανάλωσης

Η σταδιακή ολοκλήρωση εκτεταμένων καθεστώτων επιχορήγησης για νέα φωτοβολταϊκά συστήματα, σε συνδυασμό με τον περιορισμό του κλασικού net metering για νέες αιτήσεις, σηματοδοτεί μια σημαντική μεταβολή στη λειτουργία της αγοράς.

Η εξέλιξη αυτή συνδέεται με την πίεση στο δίκτυο διανομής, την υψηλή διείσδυση ΑΠΕ, ακόμα και την μετάβαση προς ανταγωνιστικό μοντέλο αγοράς ηλεκτρισμού

Παράλληλα, η εισαγωγή του πλαισίου ευέλικτης σύνδεσης μετατοπίζει μέρος του επενδυτικού ρίσκου από το σύστημα προς τον παραγωγό.

Η αξία ενός νέου φωτοβολταϊκού έργου εξαρτάται, κυρίως, από το ποσοστό ιδιοκατανάλωσης, τη δυνατότητα διαχείρισης φορτίου καθώς επίσης και την ενσωμάτωση αποθήκευσης.

Η ανεμπόδιστη εξαγωγή ενέργειας στο δίκτυο δεν μπορεί πλέον να θεωρείται δεδομένη επιχειρηματική παραδοχή.

 

1.3 Ενίσχυση της Ευθύνης Τεχνικής Υπογραφής

Κατά το 2025~2026 πραγματοποιήθηκε επαγγελματική συζήτηση γύρω από την ανάγκη συστηματικότερων ελέγχων Η/Μ εγκαταστάσεων, την ευθύνη μηχανικού ως προς την επάρκεια τεκμηρίωσης και ταυτόχρονα, σαφή καταγραφή μετρήσεων και δοκιμών.

Η τεχνική επιμέλεια και η ουσιαστική επιτόπια επίβλεψη μετατρέπονται από «καλή πρακτική» σε παράγοντα επαγγελματικής και νομικής θωράκισης.

 

1.4 Μείωση ΦΠΑ στην Ηλεκτρική Ενέργεια

Η παράταση της μείωσης του ΦΠΑ στην ηλεκτρική ενέργεια λειτουργεί ως μέτρο άμεσης καταναλωτικής ανακούφισης.

Ωστόσο, το μέτρο δεν επηρεάζει τον κορεσμό του δικτύου, δεν αντιμετωπίζει τα υψηλά ποσοστά περικοπών και ούτε επιλύει την έλλειψη αποθήκευσης.

Για τους εμπλεκόμενους του κλάδου, επηρεάζει κυρίως τη βραχυπρόθεσμη κατανάλωση και σε δεύτερη μοίρα τα θεμελιώδη τεχνικά ρίσκα του συστήματος.

 

2. Curtailments και Κορεσμός Δικτύου

Οι περικοπές παραγωγής ΑΠΕ αποτελούσαν μέχρι πρόσφατα ένα θεωρητικό σενάριο. Κατά το 2025 καταγράφηκαν όμως ιδιαίτερα υψηλά ποσοστά περικοπών, γεγονός που επιβεβαιώνει ότι το φαινόμενο αποτελεί πλέον λειτουργική πραγματικότητα του συστήματος.

Οι βασικοί παράγοντες είναι αφενός η περιορισμένη ευελιξία του συστήματος και αφετέρου η έλλειψη επαρκούς αποθήκευσης, αλλά και ο κορεσμός δικτύου σε συγκεκριμένες περιοχές.

Παράλληλα, η εμφάνιση υψηλών περικοπών συνυπάρχει με συζητήσεις για πιθανή ανεπάρκεια ισχύος σε περιόδους αιχμής. Το φαινόμενο αυτό αναδεικνύει μια δομική πρόκληση του ενεργειακού συστήματος της Κύπρου: η υψηλή παραγωγή κατά τις ώρες ηλιοφάνειας δεν μεταφράζεται απαραίτητα σε επάρκεια ισχύος κατά τις βραδινές ώρες.

Η πραγματικότητα αυτή ενισχύει τη σημασία της αποθήκευσης, της ευελιξίας φορτίου και οπωσδήποτε της διαχείρισης παραγωγής.

 

3. Αποθήκευση Ενέργειας και Μετατόπιση Φορτίου

Πιστεύουμε ότι η αποθήκευση ενέργειας αποτελεί λειτουργικό εργαλείο εξισορρόπησης του συστήματος, σε περιβάλλον υψηλής διείσδυσης των ΑΠΕ και περιορισμένης διασυνδεσιμότητας, καθώς επίσης και περιπτώσεων περικοπής της παραγωγής, ενώ ή η απουσία της, περιορίζει και θα περιορίζει την οικονομική βιωσιμότητα νέων έργων.

Η αποθήκευση αποκτά ρόλο κυρίως σε γραμμές μεταφοράς ενέργειας (behind-the-meter), εμπορικές αναπτύξεις όπως επίσης και μελλοντικές κεντρικές μονάδες συστήματος.

Παράλληλα, η ανάπτυξη υποδομών αποθήκευσης θα πρέπει να αποτελεί αντικείμενο θεσμικού σχεδιασμού, με την Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Κύπρου (ΡΑΕΚ) και το Διαχειριστή Συστήματος Μεταφοράς Κύπρου (ΔΣΜΚ) να πρέπει πλέον να εξετάζουν σχετικά έργα στο πλαίσιο του προγραμματισμού του συστήματος, ως εργαλείο στρατηγικής ευελιξίας του ενεργειακού συστήματος.

 

4. Υποδομές Δικτύου και Έξυπνοι Μετρητές

Η σταδιακή εγκατάσταση έξυπνων μετρητών από την ΑΗΚ αποτελεί μία από τις σημαντικότερες τεχνολογικές εξελίξεις στη λειτουργία του συστήματος διανομής ηλεκτρικής ενέργειας στην Κύπρο.

Ήδη από την προηγούμενη μας ανάλυση για την ενεργειακή μετάβαση της Κύπρου, είχαμε επισημάνει ότι η ευρεία εγκατάσταση έξυπνων μετρητών αποτελεί βασική προϋπόθεση για τη μετάβαση σε ένα πιο ευέλικτο και ψηφιακά διαχειρίσιμο ενεργειακό σύστημα. Κατά τη διάρκεια του τελευταίου έτους, η διαδικασία ανάπτυξης των υποδομών αυτών προχώρησε σταδιακά, όπου δημιούργησε τις βάσεις για μια νέα προσέγγιση στη διαχείριση παραγωγής και κατανάλωσης ενέργειας.

Οι έξυπνοι μετρητές επιτρέπουν τη συλλογή λεπτομερών δεδομένων κατανάλωσης σε πραγματικό χρόνο και δημιουργούν τις προϋποθέσεις για:

• Εφαρμογή δυναμικών τιμολογίων (dynamic pricing)


• Ανάπτυξη μηχανισμών διαχείρισης ζήτησης (demand response)


• Καλύτερη ενσωμάτωση αποκεντρωμένων μονάδων παραγωγής


• Αποτελεσματικότερη παρακολούθηση της λειτουργίας του δικτύου διανομής

Σε περιβάλλον αυξημένης διείσδυσης ΑΠΕ, η δυνατότητα παρακολούθησης και διαχείρισης των ενεργειακών ροών σε πραγματικό χρόνο καθίσταται ιδιαίτερα σημαντική για τη διατήρηση της σταθερότητας του συστήματος.

Ωστόσο, η πλήρης αξιοποίηση των δυνατοτήτων αυτών προϋποθέτει περαιτέρω ωρίμανση τόσο σε τεχνολογικό όσο και σε ρυθμιστικό επίπεδο.

 

5. Υπογειοποίηση Δικτύων και Ανθεκτικότητα Υποδομών

Η υπογειοποίηση δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας σε περιοχές αυξημένου κινδύνου πυρκαγιάς και ακραίων καιρικών φαινομένων εντάσσεται σε μια ευρύτερη στρατηγική ενίσχυσης της ανθεκτικότητας των ενεργειακών υποδομών.

Τα τελευταία χρόνια, η συχνότητα και η ένταση ακραίων καιρικών φαινομένων στην ευρύτερη περιοχή της Κύπρου αλλά και της Μεσογείου, σε συνδυασμό με τον αυξανόμενο κίνδυνο δασικών πυρκαγιών, επιβάλλουν την ανάγκη επανεξέτασης της αρχιτεκτονικής και της ανθεκτικότητας των δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας. Στο πλαίσιο αυτό, η υπογειοποίηση γραμμών διανομής και μεταφοράς ενέργειας πιστεύουμε ότι αποτελεί ένα σημαντικό εργαλείο περιορισμού τεχνικών και λειτουργικών κινδύνων.

Σε σύγκριση με τα εναέρια δίκτυα, τα υπόγεια δίκτυα παρουσιάζουν σημαντικά πλεονεκτήματα, όπως:

• Μείωση του κινδύνου πρόκλησης ή εξάπλωσης πυρκαγιάς


• Περιορισμό της έκθεσης των ενεργειακών υποδομών σε ισχυρούς ανέμους ή ακραία καιρικά φαινόμενα


• Βελτίωση της αξιοπιστίας και της συνέχειας τροφοδοσίας


• Μεριορισμό των διακοπών που σχετίζονται με φυσικές καταστροφές

Παράλληλα, η υπογειοποίηση συμβάλλει και στη μείωση ορισμένων λειτουργικών περιορισμών που σχετίζονται με τη διαχείριση βλάστησης γύρω από εναέρια δίκτυα, καθώς και με την προστασία των γραμμών σε περιοχές ιδιαίτερης περιβαλλοντικής ή αισθητικής σημασίας.

Ωστόσο, η επιλογή της υπογειοποίησης συνοδεύεται και από σημαντικές τεχνικές και οικονομικές παραμέτρους που πρέπει να λαμβάνονται υπόψη κατά τον σχεδιασμό ενεργειακών έργων. Το υψηλότερο αρχικό κόστος εγκατάστασης, η μεγαλύτερη πολυπλοκότητα σε επεκτάσεις ή τροποποιήσεις του δικτύου, καθώς και οι αυξημένες απαιτήσεις σε τεχνικό σχεδιασμό και συντονισμό έργων υποδομής αποτελούν βασικά ζητήματα που πρέπει να αξιολογούνται ήδη από τα πρώτα στάδια ανάπτυξης ενός έργου.

Σε πρόσφατη μεγάλης κλίμακας ανάπτυξη με υφιστάμενο εναέριο δίκτυο, το γραφείο μας ανέλαβε τον τεχνικό σχεδιασμό και τον συντονισμό της πλήρους μετατροπής του δικτύου σε υπόγειο, κατόπιν τεκμηριωμένης εισήγησης διαχείρισης ρίσκου και σε συνεργασία με τις αρμόδιες Αρχές. Η προσέγγιση αυτή επέτρεψε τη σημαντική μείωση λειτουργικών κινδύνων, ενώ ταυτόχρονα διασφάλισε τη μακροπρόθεσμη αξιοπιστία της ενεργειακής υποδομής της ανάπτυξης.

Περισσότερες τεχνικές λεπτομέρειες και ανάλυση της συγκεκριμένης περίπτωσης θα παρουσιαστούν σε επόμενο μας blog/journal.

 

6. Αυτοκατανάλωση και Νέο Μοντέλο Έργων ΑΠΕ

Η μετάβαση από το μοντέλο εξαγωγής ενέργειας στο δίκτυο προς το μοντέλο ιδιοκατανάλωσης αποτελεί μία από τις σημαντικότερες δομικές αλλαγές στην αγορά των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας στην Κύπρο.

Κατά την προηγούμενη περίοδο ανάπτυξης των φωτοβολταϊκών συστημάτων, η οικονομική βιωσιμότητα πολλών έργων βασιζόταν σε μεγάλο βαθμό στη δυνατότητα εξαγωγής της παραγόμενης ενέργειας στο δίκτυο, μέσω μηχανισμών όπως το net metering ή άλλων καθεστώτων στήριξης. Με τη σταδιακή μετάβαση προς ένα πιο ώριμο και ανταγωνιστικό ενεργειακό σύστημα, το μοντέλο αυτό μεταβάλλεται ουσιαστικά.

Η αυξημένη διείσδυση ΑΠΕ, ο κορεσμός σε ορισμένα τμήματα του δικτύου, καθώς και η εμφάνιση περικοπών παραγωγής οδηγούν σε ένα νέο πλαίσιο, στο οποίο η αξία της παραγόμενης ενέργειας συνδέεται ολοένα και περισσότερο με την τοπική κατανάλωση και τη δυνατότητα ευέλικτης διαχείρισης της ενέργειας.

Στο νέο αυτό περιβάλλον, η βιωσιμότητα ενός έργου ΑΠΕ, εξαρτάται σε μεγάλο βαθμό από:

• Την ανάλυση και κατανόηση του προφίλ κατανάλωσης της εγκατάστασης


• Την αντιστοίχιση της εγκατεστημένης ισχύος με το πραγματικό ενεργειακό φορτίο


• Τη δυνατότητα χρονικής μετατόπισης της κατανάλωσης (load shifting)


• Την ενσωμάτωση συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας

Η μετάβαση αυτή οδηγεί σταδιακά στην ανάπτυξη ενός νέου μοντέλου ενεργειακών έργων. Η τεχνικοοικονομική ανάλυση δεν περιορίζεται πλέον στον υπολογισμό της μέγιστης δυνατής παραγωγής, επεκτείνεται στη βελτιστοποίηση της ενεργειακής ισορροπίας μεταξύ παραγωγής και κατανάλωσης.

Σε πρακτικό επίπεδο, η εξέλιξη αυτή επηρεάζει τον τρόπο σχεδιασμού φωτοβολταϊκών εγκαταστάσεων σε εμπορικά, βιομηχανικά αλλά και μεγάλα οικιστικά έργα.

Η αποθήκευση ενέργειας σε τέτοιο πλαίσιο θα πρέπει να λειτουργεί ως βασικός μηχανισμός σταθεροποίησης της ενεργειακής στρατηγικής των έργων, επιτρέποντας τη βελτιστοποίηση της ιδιοκατανάλωσης και τη μείωση της εξάρτησης από τη δυνατότητα εξαγωγής ενέργειας στο δίκτυο.

Καθώς το ενεργειακό σύστημα της Κύπρου εισέρχεται στη φάση εξισορρόπησης που αναφέρουμε πιο πάνω, η ιδιοκατανάλωση αναδεικνύεται σε βασικό παράγοντα σχεδιασμού νέων έργων ΑΠΕ. Η επιτυχία αυτών των έργων θα εξαρτάται ολοένα και περισσότερο από την ικανότητα ενσωμάτωσης τεχνικών λύσεων που επιτρέπουν την αποτελεσματική διαχείριση της παραγόμενης ενέργειας σε επίπεδο εγκατάστασης.

 

7. Λειτουργία Ανταγωνιστικής Αγοράς Ηλεκτρισμού

Η λειτουργία της ανταγωνιστικής αγοράς ηλεκτρισμού στην Κύπρο από την 1η Οκτωβρίου 2025 αποτελεί μία από τις σημαντικότερες θεσμικές μεταβολές στον ενεργειακό τομέα της χώρας κατά την τελευταία δεκαετία. Η μετάβαση αυτή εντάσσεται στο πλαίσιο της εναρμόνισης της κυπριακής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας με το ευρωπαϊκό μοντέλο αγοράς ηλεκτρισμού και στοχεύει στη σταδιακή απελευθέρωση της αγοράς παραγωγής και προμήθειας ενέργειας.

Σε αντίθεση με το προηγούμενο καθεστώς, όπου η τιμολόγηση της ηλεκτρικής ενέργειας βασιζόταν κυρίως σε ρυθμιζόμενες δομές κόστους, το νέο μοντέλο αγοράς εισάγει μηχανισμούς ανταγωνιστικής διαμόρφωσης τιμών, στους οποίους συμμετέχουν παραγωγοί, προμηθευτές και άλλοι συμμετέχοντες της αγοράς.

Η εισαγωγή της ανταγωνιστικής αγοράς δημιουργεί ένα πιο σύνθετο αλλά και πιο δυναμικό περιβάλλον λειτουργίας για το ενεργειακό σύστημα. Οι τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας διαμορφώνονται πλέον μέσα από τη λειτουργία των επιμέρους αγορών, οι οποίες αντικατοπτρίζουν τις πραγματικές συνθήκες προσφοράς και ζήτησης στο σύστημα.

Ωστόσο, τα πρώτα στάδια λειτουργίας της αγοράς συνοδεύονται από λειτουργικές προκλήσεις και περιορισμένη ωρίμανση των μηχανισμών τιμολόγησης. Η προσαρμογή των συμμετεχόντων στο νέο μοντέλο αγοράς, η ανάπτυξη κατάλληλων στρατηγικών τιμολόγησης και η κατανόηση των μηχανισμών της αγοράς αποτελούν διαδικασίες που απαιτούν χρόνο και εμπειρία.

Για τους παραγωγούς ενέργειας από ΑΠΕ, η λειτουργία της ανταγωνιστικής αγοράς δημιουργεί ένα νέο πλαίσιο στο οποίο η σταθερότητα των εσόδων δεν εξαρτάται πλέον αποκλειστικά από μηχανισμούς στήριξης ή ρυθμιζόμενες τιμές. Αντίθετα, επηρεάζεται από παράγοντες όπως:

• Τη χρονική κατανομή της παραγωγής ενέργειας


• Τη εξέλιξη των τιμών στην αγορά ηλεκτρισμού


• Τις δυνατότητες διαχείρισης και αποθήκευσης ενέργειας


• Την στρατηγική συμμετοχής στις επιμέρους αγορές

Στο νέο αυτό περιβάλλον, η οικονομική βιωσιμότητα των έργων ΑΠΕ συνδέεται ολοένα και περισσότερο με την ικανότητα των παραγωγών να προσαρμόζονται στις μεταβαλλόμενες συνθήκες της αγοράς.

Παράλληλα, η λειτουργία της ανταγωνιστικής αγοράς ενισχύει τη σημασία της ευελιξίας στο ενεργειακό σύστημα. Η διαχείριση της παραγωγής, η αποθήκευση ενέργειας αλλά και η ενεργή συμμετοχή των καταναλωτών μέσω μηχανισμών διαχείρισης ζήτησης αναμένεται να αποκτήσουν ολοένα και σημαντικότερο ρόλο στη διαμόρφωση της ισορροπίας του συστήματος.

 

Συνολική Αποτίμηση – Q1 2026

Η ενεργειακή μετάβαση της Κύπρου δεν επιβραδύνεται. Μεταβαίνει όμως από μια φάση ταχείας επέκτασης σε μια φάση λειτουργικής ωρίμανσης του συστήματος. Η προτεραιότητα μετατοπίζεται από την ποσοτική αύξηση εγκατεστημένης ισχύος στη διαχείριση της ευελιξίας και της αξιοπιστίας του συστήματος. Το curtailment καθίσταται παράγοντας σχεδιασμού, η αποθήκευση μηχανισμός σταθεροποίησης και η τεχνική πληρότητα των μελετών ανταγωνιστικό πλεονέκτημα.

Για όλους του εμπλεκόμενους του τομέα, η πρόκληση δεν είναι πλέον η αδειοδότηση περισσότερων MW!! Είναι η ανάπτυξη έργων που μπορούν να λειτουργούν αποτελεσματικά σε ένα σύστημα με λειτουργικούς περιορισμούς και αυξημένη μεταβλητότητα, λαμβάνοντας υπόψη τις υψηλότερες τεχνικές απαιτήσεις.

Σε αυτό το μεταβαλλόμενο περιβάλλον, η επιτυχία νέων ενεργειακών έργων εξαρτάται ολοένα και περισσότερο από την ποιότητα της τεχνικοοικονομικής ανάλυσης, την κατανόηση των περιορισμών του συστήματος και την έγκαιρη ενσωμάτωση λύσεων ευελιξίας ήδη από το στάδιο του σχεδιασμού.

Η ενεργειακή μετάβαση συνεχίζεται - αλλά με διαφορετικούς όρους ανταγωνισμού.

---

From Renewable Expansion to System Constraint Management

Cyprus’ energy transition is entering a new phase. Following a period of rapid growth of Renewable Energy Sources (RES) during 2020~2024, the country’s electricity system is now facing issues related to operational balance, network constraints, and the redistribution of technical and investment risk.

Unlike the previous period, where the primary question concerned the rate of installed capacity expansion, the period 2025~2026 emerges as a phase of system maturity and balancing of the energy system.

This article constitutes an update of key observations previously presented in our earlier publication regarding the energy transition in Cyprus (see HERE our previous article). Beyond simply recording developments, the objective of this analysis is to evaluate the following aspects:

• What has fundamentally changed in the operation of the system


• Which weaknesses have been confirmed as structural


• How technical and investment risk is now redistributed


• Which strategic choices differentiate sustainable energy projects

For all stakeholders involved, the critical question is under which technical, regulatory, and economic constraints energy projects can remain viable.

 

Transition to a New Phase of the Energy System

The period 2020~2024 can be characterised as a phase of rapid expansion of renewable energy sources in Cyprus, with emphasis placed on increasing installed capacity and expanding the penetration of photovoltaic systems within the national energy mix.

The period that follows signals a different reality. The energy system is entering what can be described as the system balancing era, where the priority shifts from simply installing new capacity to managing the operational flexibility of the system.

Within this phase, the following issues become critical for the viability of new energy projects:

• Curtailments of renewable generation


• The need for energy storage


• Load management


• Connection flexibility


• Operation of the competitive electricity market

1. Institutional and Regulatory Developments

1.1 Revision of the Photovoltaic Installation Framework

In recent years, we have observed a gradual tightening of the framework governing the installation and connection of photovoltaic systems. This development results from the progressive implementation of connection procedures based on regulatory decisions issued by the Cyprus Energy Regulatory Authority (CERA).

Indicatively:

• CERA 02/2022 (ΚΔΠ 106/2022) – Guidelines for the Connection Procedure to the Transmission and Distribution System


• CERA 01/2022 (ΚΔΠ 105/2022) – Connection Charging Principles


• CERA Decision 154/2024 – Approval of Transmission System Connection Procedure


• CERA 02/2025 (ΚΔΠ 260/2025) – Flexible Connection Agreements Framework

Additionally, during the 2025–2026 period, we have observed a stricter practical implementation of these frameworks, including:

• Increased completeness requirements for technical documentation


• Stricter evaluation of protection studies


• Enhanced verification of technical assumptions prior to connection approval


• Gradual incorporation of the concept of “flexible connection”

The quality of the technical study is therefore increasingly treated as a matter of regulatory compliance and system risk management.

 

1.2 Transition from Subsidies to Self-Consumption Models

The gradual completion of extensive subsidy schemes for new photovoltaic systems, combined with the restriction of the traditional net metering framework for new applications, marks a significant shift in the functioning of the market.

This development is linked to increasing pressure on the distribution network, the high penetration of renewable energy sources (RES), and the transition toward a competitive electricity market model.

At the same time, the introduction of the flexible connection framework shifts part of the investment risk from the system to the producer.

The value of a new photovoltaic project now depends primarily on the level of self-consumption, the ability to manage electrical loads, and the integration of energy storage systems.

Unrestricted export of electricity to the grid can no longer be considered a guaranteed business assumption.

 

1.3 Strengthening of Technical Signatory Responsibility

During the period 2025~2026, professional discussions intensified regarding the need for more systematic inspections of electromechanical (E/M) installations, the engineer’s responsibility concerning the adequacy of technical documentation, and the clear recording of measurements and testing procedures.

Technical diligence and meaningful on-site supervision are gradually evolving from “good practice” into a key factor for professional and legal protection.

 

1.4 Reduction of VAT on Electricity

The extension of the reduced VAT rate on electricity functions as a measure providing immediate consumer relief.

However, the measure does not affect network saturation, does not address the high levels of curtailment, and does not resolve the lack of energy storage capacity.

For stakeholders in the sector, its impact primarily concerns short-term consumption patterns, while only marginally affecting the fundamental technical risks of the energy system.

 

2. Curtailments and Network Saturation

Curtailment of renewable energy generation had, until recently, been considered largely a theoretical scenario. However, during 2025, particularly high levels of curtailment were recorded, confirming that the phenomenon has now become an operational reality of the system.

The main contributing factors include the limited flexibility of the power system, the lack of sufficient energy storage, and network saturation in specific areas.

At the same time, the emergence of high curtailment levels coincides with discussions regarding possible capacity shortages during peak demand periods. This situation highlights a structural challenge of the Cypriot energy system: high electricity generation during daylight hours does not necessarily translate into sufficient power availability during evening hours.

This reality reinforces the importance of energy storage, load flexibility, and, certainly, generation management.

 

3. Energy Storage and Load Shifting

We believe that energy storage constitutes a key operational tool for balancing the power system, particularly in an environment characterized by high penetration of renewable energy sources, limited interconnectivity, and situations where renewable generation is curtailed. In the absence of storage, the economic viability of new energy projects is, and will continue to be, significantly constrained.

Energy storage is expected to play an important role particularly in behind-the-meter installations, commercial developments, as well as in future centralized system storage facilities.

At the same time, the development of storage infrastructure should become part of institutional energy planning, with the Cyprus Energy Regulatory Authority (CERA) and the Cyprus Transmission System Operator (TSOC) expected to examine such projects within the framework of system planning, as a tool for enhancing the strategic flexibility of the energy system.

 

4. Network Infrastructure and Smart Meters

The gradual installation of smart meters by the Electricity Authority of Cyprus (EAC) represents one of the most significant technological developments in the operation of the electricity distribution system in Cyprus.

Already in our previous analysis on the energy transition in Cyprus, we had highlighted that the widespread deployment of smart meters is a fundamental prerequisite for the transition toward a more flexible and digitally manageable energy system. During the past year, the development of these infrastructures has progressed gradually, laying the groundwork for a new approach to managing energy production and consumption.

Smart meters enable the collection of detailed real-time consumption data and create the conditions for:

• Implementation of dynamic pricing mechanisms


• Development of demand response schemes


• Improved integration of distributed generation units


• More effective monitoring of the operation of the distribution network

In an environment of increasing renewable energy penetration, the ability to monitor and manage energy flows in real time becomes particularly important for maintaining system stability.

However, the full utilisation of these capabilities requires further maturity both at the technological and regulatory levels.

 

5. Network Undergrounding and Infrastructure Resilience

The undergrounding of electricity networks in areas exposed to increased wildfire risk and extreme weather events forms part of a broader strategy aimed at strengthening the resilience of energy infrastructure.

In recent years, the frequency and intensity of extreme weather events in Cyprus and the wider Mediterranean region, combined with the increasing risk of forest fires, highlight the need to reconsider the architecture and resilience of electricity networks. Within this context, the undergrounding of electricity distribution and transmission lines can serve as an important tool for reducing technical and operational risks.

Compared with overhead networks, underground networks offer several significant advantages, including:

• Reduced risk of fire ignition or propagation


• Lower exposure of energy infrastructure to strong winds and extreme weather conditions


• Improved reliability and continuity of electricity supply


• Reduced outages associated with natural disasters

At the same time, undergrounding contributes to reducing certain operational constraints related to vegetation management around overhead networks, as well as improving the protection of power lines in areas of particular environmental or aesthetic importance.

However, the choice of undergrounding is also associated with significant technical and economic considerations that must be taken into account during the planning of energy projects. The higher initial installation cost, the greater complexity involved in network expansions or modifications, and the increased requirements for technical design and infrastructure coordination are key issues that should be evaluated from the early stages of project development.

In a recent large-scale development involving an existing overhead network, our office undertook the technical design and coordination of the full conversion of the network to an underground configuration, following a documented risk-management recommendation and in collaboration with the relevant authorities. This approach significantly reduced operational risks while simultaneously ensuring the long-term reliability of the development’s energy infrastructure.

Further technical details and analysis of this specific case will be presented in a future blog/journal article.

 

6. Self-Consumption and a New Model for Renewable Energy Projects

The transition from the traditional model of exporting electricity to the grid toward a self-consumption model represents one of the most significant structural changes in the renewable energy market in Cyprus.

During the previous phase of photovoltaic development, the financial viability of many projects depended heavily on the ability to export generated electricity to the grid through mechanisms such as net metering or other support schemes. With the gradual transition toward a more mature and competitive energy system, this model is undergoing a substantial transformation.

The increasing penetration of renewable energy sources, network saturation in certain areas, and the emergence of generation curtailments are leading to a new framework in which the value of generated electricity is increasingly linked to local consumption and the ability to manage energy more flexibly.

Within this new environment, the viability of a renewable energy project depends to a large extent on:

• Analysis and understanding of the facility’s consumption profile


• Matching installed capacity with the actual energy demand


• The ability to shift consumption over time (load shifting)


• The integration of energy storage systems

This transition is gradually leading to the development of a new model for energy projects. Technical-economic analysis is no longer limited to calculating the maximum possible generation; it increasingly focuses on optimising the energy balance between production and consumption.

In practical terms, this development influences the way photovoltaic systems are designed in commercial, industrial, and large residential projects.

Within this framework, energy storage should operate as a key mechanism for stabilising the energy strategy of projects, allowing optimisation of self-consumption while reducing dependence on the ability to export electricity to the grid.

As the energy system of Cyprus enters the balancing phase described earlier, self-consumption emerges as a key design parameter for new renewable energy projects. The success of such projects will increasingly depend on the ability to integrate technical solutions that enable the efficient management of generated energy at the installation level.

 

7. Operation of the Competitive Electricity Market

The launch of the competitive electricity market in Cyprus on 1 October 2025 represents one of the most significant institutional changes in the country’s energy sector over the past decade. This transition forms part of the alignment of the Cypriot electricity market with the European electricity market model and aims at the gradual liberalisation of electricity generation and supply.

Unlike the previous regime, where electricity pricing was largely based on regulated cost structures, the new market model introduces competitive price formation mechanisms, in which generators, suppliers, and other market participants take part.

The introduction of the competitive market creates a more complex but also more dynamic operating environment for the energy system. Electricity prices are now formed through the operation of the various market segments, reflecting the actual supply and demand conditions of the system.

However, the early stages of market operation are accompanied by operational challenges and limited maturity of pricing mechanisms. The adjustment of market participants to the new framework, the development of appropriate pricing strategies, and the understanding of market mechanisms are processes that require time and experience.

For renewable energy producers, the operation of the competitive market creates a new framework in which revenue stability no longer depends exclusively on support mechanisms or regulated tariffs. Instead, it is influenced by factors such as:

• The temporal distribution of energy generation


• The evolution of electricity market prices


• Energy management and storage capabilities


• Strategic participation in the various market segments

Within this new environment, the economic viability of renewable energy projects is increasingly linked to the ability of producers to adapt to changing market conditions.

At the same time, the operation of the competitive electricity market strengthens the importance of flexibility within the energy system. The management of generation, the integration of energy storage, and the active participation of consumers through demand response mechanisms are expected to play an increasingly important role in maintaining the balance of the system.

 

Overall Assessment – Q1 2026

Cyprus’ energy transition is not slowing down. However, it is moving from a phase of rapid expansion to a phase of operational maturity of the energy system. The priority is shifting from the quantitative increase of installed capacity to the management of system flexibility and reliability. Curtailment is becoming a design parameter, storage a stabilisation mechanism, and the technical completeness of engineering studies a competitive advantage.

For all stakeholders in the sector, the challenge is no longer the licensing of additional megawatts. It is the development of projects capable of operating effectively within a system characterised by operational constraints and increased variability, while taking into account higher technical requirements.

In this evolving environment, the success of new energy projects increasingly depends on the quality of technical-economic analysis, the understanding of system constraints, and the early integration of flexibility solutions already at the project design stage.

The energy transition continues - but under different competitive conditions.