Kıbrıs'ın rekabetçi elektrik piyasası 1 Ekim'de işletmeye alınmasının birinci yılını tamamlıyor. Teknik olarak işliyor. Elektrik, AB'nin Hedef Modeli ile büyük ölçüde uyumlu olan gün öncesi, gün içi, ileri ve dengeleme düzenlemeleri aracılığıyla alınıp satılıyor.
Ama bir elektrik piyasasının testi yazılımın çalışması ya da tekliflerin zamanında sunulması değildir. Rekabetin daha büyük verimlilik sağlaması, uygun yatırımı teşvik etmesi ve daha düşük maliyetlerin tüketicilere yansıtılmasıdır.
Bu testlerde görünür bir ilerleme olmadı. Elektrik fiyatları Avrupa'da en yüksekler arasında kalıyor. Güneş enerjisinin düşük üretim maliyeti faturaya yeterince yansımıyor. Tüketicilerin anlamlı bir seçimi yokken piyasa birbirine bağlı az sayıda katılımcı tarafından domine ediliyor.
Bu durum piyasanın daha fazla zamana ihtiyacı olduğu için değil. Temel zayıflıkları yapısal.
Avrupa modeli çok farklı bir sistemde
AB Hedef Modeli, çok sayıda üretici, tedarikçi ve tüccarın bulunduğu büyük, birbirine bağlı elektrik sistemleri için geliştirildi. Rekabeti sınır ötesi akışlar güçlendiriyor: yerli üreticiler fazla fiyat isterse elektrik ithal edilebiliyor; üretim fazlaysa ihraç edilebiliyor.
Kıbrıs'ın bu güvencelerden hiçbiri yok. Küçük bir elektrik sistemi var, sınırlı talep var, bağlantı yok, tek hakim konvansiyonel üretici var ve özel üretici, toplulaştırıcı ve tedarikçi sayısı nispeten az.
Birçok özel üretici, toplulaştırıcı ve tedarikçi ticari olarak birbirine bağlı. Elektrik aynı grup içindeki bir üretim şirketinden bir tedarikçiye geçebiliyor. Biçimsel olarak bu piyasa faaliyeti sayılıyor. Ekonomik olarak anlamlı bir rekabet oluşturmayabiliyor. Bu yasa dışı bir kartel olmayabilir ama agresif fiyat rekabeti gerçekten yaşanmıyor.
Pahalı konvansiyonel üretim
Kıbrıs elektriğinin çoğunu hala fuel oil ve dizel kullanarak üretiyor. Bunlar pahalı ve karbon yoğun; emisyon izinleri maliyete önemli ölçüde ekleniyor.
Marjinal fiyatlamada talebi karşılamak için gereken en pahalı üretici toptan fiyatı etkiliyor. Çok daha düşük maliyetli güneş üreticileri bu yüzden pahalı konvansiyonel üretim tarafından oluşturulan bir şemsiye altında çalışıyor.
Üretim maliyetine yakın bir fiyatla elektrik sunmaları gerekmiyor. Yeterince konvansiyonel alternatife göre düşük bir teklif vermeleri yeterli. Piyasa katılımcısı fotovoltaik üretimin satış fiyatı ile düşük güneş üretim maliyeti arasındaki fark tüketicilere ulaşmıyor.
Durum ikili sözleşmelerde daha da şeffaf değil. Sözleşme fiyatları, toplulaştırma ücretleri, ilişkili taraf işlemleri ve tedarikçi marjları yayımlanmıyor. Faydanın üretici, toplulaştırıcı, tedarikçi ve müşteri arasında nasıl bölüştüğü belirlenemiyor.
Tasarrufun nereye gittiğini açıklamayan bir piyasa rekabetin işlediğini gösteremez.
En çok güneş enerjisi piyasa fiyatını belirlemiyor
Kıbrıs'taki fotovoltaik kapasitenin çoğu toptan fiyat oluşumuna doğrudan katılmıyor.
Nisan 2026 Enerji Hizmeti verilerine göre Kıbrıs'ta 1.055 MW'ın üzerinde FV kapasitesi var. Yaklaşık 471,5 MW net ölçüm altında çalışıyor ve 158,3 MW net faturalama altında. Yaklaşık 76 MW'a teşvik tarifesi uygulanıyor, yaklaşık 326 MW ise rekabetçi piyasa için tasarlanmış.
Kurulu FV kapasitesinin yaklaşık yüzde 60'ı bu nedenle esas olarak kendi tüketimi için tasarlanmış düzenlemeler altında çalışıyor. Bu üretim gündüz talebini azaltıyor ama toptan piyasada doğrudan rekabet etmiyor.
Tam olarak katılanlar sadece büyük ölçekli ticari parklar. Orada bile yaygın kesintiler teslim edilen miktarı azaltıyor. 2025'te yenilenebilir kesintinin yüzde 47'yi aşmasıyla teorik kurulu kapasite ticari olarak kullanılabilir elektriği büyük ölçüde abartıyor.
Kıbrıs, yeni üretim kapasitesinin en büyük kaynağının ya fiyat belirleme mekanizmasının dışında olduğu ya da sık sık kesintiye uğradığı bir toptan piyasa yarattı.
Eksik esneklik
Güneşli saatlerde Kıbrıs emebileceğinden daha fazla güneş üretimi yaşayabiliyor. Akşam saatlerinde ise hızla pahalı konvansiyonel üretime dönmek zorunda kalıyor.
İşleyen bir piyasa bu fiyat farkını depolama, talep tepkisi ve esnek üretim yatırımlarına dönüştürmeli. Ama Kıbrıs yeterli batarya, akıllı sayaç ya da talep tepkisi altyapısı olmadan piyasaya girdi.
Sonuç öngörülebilir: ucuz elektrik öğle vakti kesintiye uğruyor ve akşam saatlerinde pahalı fuel oil üretimi devreye giriyor.
Bataryalar yardımcı olacak ama depolama ücretsiz elektrik değil. Sermaye maliyetleri ekliyor, enerji kayıplarına neden oluyor ve gelir elde etmek zorunda. Kötü tasarlanmış bir destek başka bir katman garantili özel getiri yaratabilir ama daha düşük sistem maliyetini garanti etmez.
Perakende rekabeti zayıf kalıyor
Rekabet ancak tedarikçiler toptan tasarrufları müşterilere aktarırsa önem kazanır.
Tüketiciler kolayca enerji edinme maliyeti, tedarikçi marjı, dengeleme ücreti ve şebeke bileşenini karşılaştıramıyor. EAC tarifesine göre bir indirim, tedarikçinin ucuz yenilenebilir elektrik aktarıp aktarmadığını ya da sadece mevcut oyuncunun biraz altında fiyatlandırıp fiyatlandırmadığını göstermiyor.
Böylece piyasa gerçek maliyet etrafında değil, EAC tarifesi etrafında rekabet riski taşıyor.
Tedarikçiler yenilenebilir elektriği ikili sözleşmelerle EAC'nin fuel oil tabanlı tarifesinin hemen altında fiyatlarla satın alırsa müşteriler mütevazı bir indirim alabilir ama güneş üretim maliyeti ile konvansiyonel tarife arasındaki farkın çoğu özel değer zinciri içinde kalır.
Eksik çözümler ucuz elektrik sağlamayabilir
Doğal gaz, depolama, şebeke modernizasyonu ve bağlantı genellikle piyasayı çalıştıracak reformlar olarak sunuluyor. Hepsi sistemi iyileştirebilir ama hiçbiri önemli ölçüde daha düşük fiyat garantisi vermez.
Vasilikos LNG projesi uzun gecikmeler, anlaşmazlıklar ve artan tamamlanma maliyetleri yaşadı. Sınırlı kapasitesi üzerinden yüksek sabit altyapı ve işletme maliyetlerini geri kazanmak teslim edilen gaz fiyatını önemli ölçüde artırabilir. Bunlar dahil edildiğinde LNG ile üretim gerçekçi koşullarda fuel oil üretimine göre maddi olarak daha ucuz olmayabilir.
İthal LNG artık esas olarak yakıt çeşitlendirmesi, daha düşük emisyonlar ve daha fazla güvenlik sağladığı için görülmeli; otomatik olarak ucuz elektrik anlamına gelmiyor.
Depolama kesintiyi azaltacak ama kendi maliyetini ekleyecek. Great Sea Interconnector dış rekabeti getirebilir ama finansman, inşaat ve jeopolitik risklere açık ve tüketicilerden maliyet geri kazanımı gerektirecek.
Bu yatırımlar elektrik sistemini daha verimli ve güvenli hale getirebilir. Küçük bir piyasayı gerçekten rekabetçi bir hale dönüştürmeyebilir.
Uyumlu alternatiflerin değerlendirilmesi zamanı
Kıbrıs piyasayı ani olarak terk etmemeli ya da otomatik olarak EAC tekelinine dönmemeli. Önce ikili sözleşmeler, üretici ve tedarikçi marjları, ilişkili taraf işlemleri, kesinti, dengeleme maliyetleri ve yenilenebilir faydaların tahsisi konularını kapsayan bağımsız bir denetim yapmalı.
Ardından net bir test uygulanmalı: piyasa toplam sistem maliyetlerini düşürdü mü ve bu tasarruflar tüketicilere ulaştı mı?
Cevap hayır kalırsa Kıbrıs, AB gereklilikleriyle uyumlu alternatifleri değerlendirmeli; rekabetçi yenilenebilir ihaleler, iki yönlü fark sözleşmeleri ve bağımsız bir kamu alım ajansı bunlara dahil.
Birinci yılın ardından ortaya çıkan sonuç Kıbrıs'ın yalnızca pahalı bir üretim sorunu yaşamadığı. Elektrik piyasası tasarım sorunu var.
Mevcut model ticaret getirdi ama etkili rekabet için gerekli koşulları yaratmadı. Değişmeden devam etmek Avrupa piyasası görünümünü korurken amacını yerine getirmemeye devam eder.
