του Δρ Ανδρέα Προκοπίου, Πρώην Ανώτερος Ερευνητής στον τομέα των Έξυπνων Δικτύων, στο Πανεπιστήμιο της Μελβούρνης και ερευνητής στην Électricité de France R&D στη Γαλλία
Ο Great Sea Interconnector είναι, τεχνικά, ένα πολυτερματικό σύστημα VSC-HVDC στα 525kV, με δύο πόλους στα ±500kV, υποθαλάσσιο καλώδιο 1.208 χιλιομέτρων που φτάνει σε βάθη έως 3.000 μέτρα, και μεταφορική ικανότητα 1.000MW η οποία επεκτείνεται σε 2.000MW. Πίσω από αυτές τις προδιαγραφές κρύβεται μια δεκατετράχρονη ιστορία αλλαγών ιδιοκτησίας, αναθεωρήσεων κόστους και ρυθμιστικής πολυπλοκότητας, ενώ παράλληλα το έργο παραμένει η μόνη ρεαλιστική διέξοδος της Κύπρου από την ενεργειακή απομόνωση. Το ερώτημα δεν είναι μόνο πόσο κοστίζει, αλλά και πώς μετριέται αυτό το κόστος, με μια ανάλυση σκοπιμότητας ή με μια ανάλυση στρατηγικής αξίας, δύο προσεγγίσεις που δεν καταλήγουν πάντα στο ίδιο συμπέρασμα. Καμία σοβαρή αξιολόγηση δεν μπορεί να εξετάσει το ένα χωρίς το άλλο.
Δεκατέσσερα χρόνια, δύο αλλαγές ιδιοκτησίας
Η ιδέα παρουσιάστηκε τον Ιανουάριο του 2012 από την κοινοπραξία DEI-Quantum, με επικεφαλής τον Νάσο Κτωρίδη, με πρώτη εκτίμηση κόστους €1,5 δισ. Ο EuroAsia Interconnector Ltd διεξήγε μελέτες ως ιδιωτικός φορέας για σχεδόν μια δεκαετία, ώσπου το 2021 ήρθε επιχορήγηση €100 εκατ. από το Ταμείο Ανάκαμψης, και τον Ιανουάριο του 2022 η μεγαλύτερη ενίσχυση μέχρι σήμερα, €657 εκατ. από το CEF. Το 2023 ο ελληνικός διαχειριστής μεταφοράς ΑΔΜΗΕ ανέλαβε πλήρως το έργο και το μετονόμασε σε Great Sea Interconnector, ενώ το κόστος συνέχισε να ανεβαίνει, φτάνοντας τα €1,9-2 δισ. για το σκέλος Κύπρου-Ελλάδας ειδικά, ή έως €2,4 δισ. αν μετρηθεί ολόκληρο το τριμερές έργο. Ο ΑΔΜΗΕ αντιπαραθέτει σε αυτό ένα εκτιμώμενο όφελος έως €8 δισ., ποσό εξίσου ανεπιβεβαίωτο.
ΣΧΕΤΙΚΑ ΑΡΘΡΑ
Η πιο πρόσφατη αλλαγή ήρθε στις 5 Αυγούστου 2026, όταν η γαλλική Meridiam απέκτησε το 66% της εταιρείας έναντι €3,05 εκατ., στη λογιστική της αξία. Αυτό που πραγματικά μετράει δεν είναι το τίμημα, αλλά η δέσμευσή της για €17 εκατ. δάνειο, ώστε να ξαναρχίσουν εντός Σεπτεμβρίου οι θαλάσσιες έρευνες που έχουν κολλήσει επί μήνες, προϋπόθεση για να προχωρήσει η πόντιση του καλωδίου.
Πέρα από τον GSI, τι σημαίνει πραγματικά ασφάλεια
Ως απομονωμένο σύστημα, η Κύπρος οφείλει να τηρεί περιθώριο εφεδρείας που καλύπτει το κριτήριο N-1, δηλαδή την απώλεια της μεγαλύτερης μονάδας της, κάτι που συνήθως σημαίνει 30% ή παραπάνω επί της αιχμής ζήτησης. Ο GSI δεν το λύνει αυτό όσο θα περίμενε κανείς, γιατί ως ασύγχρονη σύνδεση HVDC δεν συγχρονίζει αυτόματα τη συχνότητα του κυπριακού δικτύου με το ευρωπαϊκό, οπότε η Κύπρος θα εξακολουθεί να χρειάζεται δική της αδράνεια συστήματος (τεχνολογία grid-forming θα μπορούσε καταρχήν να το αλλάξει, χωρίς όμως επιβεβαίωση ότι θα εφαρμοστεί εδώ). Η ίδια η δομή του καλωδίου προσφέρει πάντως κάποια εφεδρεία, αφού ως δύο πόλοι, βλάβη στον έναν αφήνει διαθέσιμο τον άλλο. Το ρίσκο δεν είναι θεωρητικό. Στις 22-23 Ιουλίου 2026, ταυτόχρονες βλάβες σε μονάδες στη Δεκέλεια και το Βασιλικό συνέπεσαν με ιστορικό ρεκόρ ζήτησης, 1.372MW, οδηγώντας σε εκ περιτροπής διακοπές σε ορισμένες περιοχές.
Η υπόλοιπη εικόνα μετράει εξίσου. Η υπάρχουσα βάση παραγωγής, με τους σταθμούς Δεκέλειας και Βασιλικού να συγκεντρώνουν συνολική εγκατεστημένη συμβατική ισχύ 1.478MW, καλύπτει σήμερα σχεδόν μονοπωλιακά την επάρκεια, αν και με γερασμένες μονάδες πετρελαίου. Ο σχεδιασμός προβλέπει μάλιστα απόσυρση περίπου 750MW παλαιών μονάδων από τους δύο σταθμούς, χωρίς να υπάρχει προς το παρόν ρεαλιστική αντικατάσταση αυτής της χαμένης ισχύος. Δύο νεότερες μονάδες περιμένουν ωστόσο στην άκρη για τον ίδιο ακριβώς λόγο. Η PEC, ο πρώτος ιδιωτικός σταθμός της χώρας, με τουρμπίνες αερίου και ισχύ περίπου 240MW, και η 6η Μονάδα της ΑΗΚ στο Βασιλικό, συνδυασμένου κύκλου 160MW, έχουν σχεδιαστεί και οι δύο ειδικά για φυσικό αέριο. Και οι δύο έχουν κατασκευαστεί ή σχεδόν ολοκληρωθεί, αλλά παραμένουν περιορισμένες ή αδρανείς, αφού το φυσικό αέριο δεν έχει φτάσει ακόμη στην Κύπρο, μια εξάρτηση που τις συνδέει άμεσα με το τερματικό LNG στο Βασιλικό, το πιο καθυστερημένο από όλα τα μεγάλα ενεργειακά έργα της χώρας. Πιο γρήγορα κινείται η αποθήκευση, καθώς ο διαχειριστής συστήματος έχει αναθέσει σε κοινοπραξία την κατασκευή κεντρικού συστήματος 120MW/400MWh, με μία από τις μονάδες του ικανή για λειτουργία grid-forming, και έχει ήδη εκδώσει όρους σύνδεσης για οκτώ ιδιωτικά έργα αποθήκευσης, 231MW/570MWh, με άλλα 26 στην αναμονή. Η ανάγκη δεν είναι θεωρητική, αφού η Κύπρος περιέκοψε πέρσι πάνω από το 47% της ετήσιας παραγωγής της από ΑΠΕ, ποσοστό που έφτασε το 65% σε ημερήσια βάση τους πρώτους πέντε μήνες του 2026.
Ή μήπως φθηνότερα, τοπικά;
Αν όλα αυτά προχωρούν ήδη, γεννιέται εύλογα το ερώτημα αν χρειάζεται πραγματικά η Κύπρος και τον GSI. Το σκέλος Κύπρου-Ελλάδας κοστίζει €1,9-2 δισ., με την Κύπρο δεσμευμένη για επιπλέον €125 εκατ. έως το 2029 χωρίς καν να κατέχει μετοχή. Η σύγκριση με τις τοπικές επενδύσεις είναι διαφωτιστική. Η PEC στοίχισε €211 εκατ. ιδιωτικού κεφαλαίου, η κεντρική αποθήκευση του διαχειριστή €50 εκατ. δημόσιο κεφάλαιο, ενώ τα 231MW των ιδιωτικών έργων αποθήκευσης δεν κοστίζουν τίποτα στο δημόσιο. Ακόμη και η Μονάδα 6, ήδη ολοκληρωμένη έναντι €160 εκατ., δείχνει πάντως ότι ούτε οι τοπικές λύσεις είναι εντελώς χωρίς ρίσκο, αφού παραμένει αναξιοποίητη λόγω της καθυστέρησης στο τερματικό LNG. Παρά το ρίσκο αυτό, το συνολικό κόστος παραμένει ένα κλάσμα εκείνου του GSI, αρκετό ώστε η Κύπρος να μπορούσε να προσθέσει σημαντική εγχώρια ισχύ και αποθήκευση, ως επί το πλείστον με ιδιωτικό κεφάλαιο. Ένα πράγμα όμως δεν το προσφέρει καμία τοπική λύση από μόνη της, η πρόσβαση σε μια πολύ μεγαλύτερη αγορά, τόσο για εισαγωγή όσο και για εξαγωγή ενέργειας, με ό,τι αυτό συνεπάγεται για ανταγωνισμό τιμών και ευελιξία του συστήματος. Η μελέτη δέουσας επιμέλειας που εκπονεί η ΕΤΕπ μπορεί να δώσει εκτιμήσεις εσόδων αγοράς για σκοπούς χρηματοδότησης, αλλά η πλήρης αξία αυτής της πρόσβασης θα φανεί ουσιαστικά μόνο από την ίδια τη λειτουργία της διασύνδεσης στον χρόνο.
Ποιος πληρώνει, και πώς υπολογίζεται
Στο κέντρο της οικονομικής εικόνας βρίσκονται τα €25 εκατ. ετησίως που η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Κύπρου έχει εγκρίνει υπέρ του ΑΔΜΗΕ, μέρος συνολικής δέσμευσης της Κύπρου για €125 εκατ. έως το 2029, χωρίς η χώρα να κατέχει καμία μετοχή στην εταιρεία. Το κόστος του σκέλους Κύπρου-Κρήτης επιμερίζεται 63% στην Κύπρο και 37% στην Ελλάδα, με βάση το καθαρό όφελος που υπολογίζει ο ευρωπαϊκός μηχανισμός διασυνοριακής κατανομής κόστους, στο πλαίσιο των Κανονισμών (ΕΕ) 2019/943 και 2022/869. Η αναλογία αυτή, όπως εξηγεί ο καθηγητής δρ Ανδρέας Πουλλικκάς, δεν μεταφράζεται όμως αυτόματα σε χρέωση καταναλωτή, αφού πρώτα αφαιρούνται οι επιχορηγήσεις, μετά τα έσοδα της ίδιας της αγοράς μέσω δημοπρασιών διασυνοριακής μεταφορικής ικανότητας, και μόνο το τυχόν υπόλοιπο περνά σε ρυθμιζόμενα τιμολόγια. Αν τα έσοδα αγοράς καλύψουν πλήρως το επιτρεπόμενο έσοδο ενός έτους, δεν προκύπτει καμία πρόσθετη χρέωση, ενώ σε περίπτωση υπερκάλυψης το πλεόνασμα μπορεί να πιστωθεί στους καταναλωτές.
Η ίδια αβεβαιότητα κόστους έφτασε και στον κατασκευαστή του καλωδίου. Η Nexans, με σύμβαση €1,43 δισ. για το κυπριακό σκέλος, είδε τον ΑΔΜΗΕ να παγώνει πληρωμή €70 εκατ. τον Μάρτιο του 2025, λόγω παρενόχλησης ερευνητικών σκαφών από τουρκικά πολεμικά πλοία, ακύρωσε διαγωνισμούς υπεργολάβων τον Δεκέμβριο, και ανακοίνωσε αναπρογραμματισμό τον Ιανουάριο του 2026, με την παράδοση να μετατίθεται πέρα από τον αρχικό στόχο του 2028-2029. Παράλληλα, μια ανοιχτή έρευνα ευρωπαϊκής εισαγγελίας εξετάζει την περίοδο πριν το 2023, όταν το έργο διαχειριζόταν ακόμη ο ιδιωτικός EuroAsia, και συγκεκριμένα κατά πόσο ασκήθηκε αθέμιτη πολιτική επιρροή για την εξασφάλιση της ενωσιακής χρηματοδότησης, καθώς και μια συναλλαγή του 2023 όπου €48,8 εκατ. επιστράφηκαν λίγες μέρες μετά την είσπραξή τους. Καμία έρευνα δεν αποδεικνύει παρατυπία από μόνη της, αλλά προσθέτει ένα ακόμη επίπεδο αβεβαιότητας σε ένα έργο που ήδη αντιμετωπίζει καθυστερήσεις και αναθεωρήσεις κόστους.
Το ανοιχτό ερώτημα
Όπως σημειώθηκε στην αρχή, δύο μεθοδολογικά διαφορετικές προσεγγίσεις εξακολουθούν να εκκρεμούν για το ίδιο έργο. Η μία είναι ανάλυση σκοπιμότητας και κόστους, που εξετάζει αν το έργο αποσβένεται οικονομικά με τα σημερινά δεδομένα, και η άλλη ανάλυση στρατηγικής αξίας, που μετρά οφέλη δυσκολότερα ποσοτικοποιήσιμα, όπως η ενεργειακή ασφάλεια. Οι δύο προσεγγίσεις δεν εγγυώνται την ίδια απάντηση, και η μελέτη δέουσας επιμέλειας που ζητήθηκε από την ΕΤΕπ τον Απρίλιο του 2026 δεν είναι καν η πρώτη τέτοια προσπάθεια. Το αντικείμενό της είναι, ωστόσο, κυρίως χρηματοοικονομικό, δηλαδή αν το έργο είναι τραπεζικά βιώσιμο, και όχι η στρατηγική του αξία με την ευρύτερη έννοια που περιγράφηκε παραπάνω. Ακόμη κι όταν ολοκληρωθεί, το ζήτημα της στρατηγικής αξίας θα παραμείνει σε μεγάλο βαθμό θέμα κρίσης, ενώ το τελικό κόστος για τον καταναλωτή θα εξαρτηθεί επιπλέον από μελλοντικές συνθήκες αγοράς μέσω του μηχανισμού CBCA, κάτι που καμία μελέτη δεν μπορεί να προβλέψει με βεβαιότητα σήμερα.
Πηγή: cyprusenergy.news
