94187 Հայաստանի էլեկտրաէներգետիկ ոլորտի քաղաքականության վերաբերյալ տեղեկանք ՀԱՄԱՇԽԱՐՀԱՅԻՆ ԲԱՆԿ Դեկտեմբեր 2014թ. Հայաստանի էլեկտրաէներգետիկ ոլորտի քաղաքականության վերաբերյալ տեղեկանք Արթուր Կոչնակյան Բրենդան Լառկին-Կոնոլի Դենզել Հենքինսոն Անի Բալաբանյան Մատեո Մորգանդի Աննե Օլիվիեր 2 Հայաստանի էլեկտրաէներգետիկ ոլորտի քաղաքականության վերաբերյալ տեղեկանք ©2014 The International Bank for Reconstruction and Development / The World Bank 1818 H Street NW Washington DC 20433 Telephone: 202-473-1000 Internet: www.worldbank.org Բոլոր հեղինակային իրավունքները պաշտպանված են Սույն հաշվետվությունը Վերակառուցման և զարգացման միջազգային բանկի/Համաշխարհային բանկի անձնակազմի աշխատանքի արդյունք է: Պարտադիր չէ, որ սույն նյութում ներկայացված բացահայտումները, մեկնաբանությունները և եզրակացությունները արտացոլեն Համաշխարհային բանկի Գործադիր տնօրենների կամ նրանց կողմից ներկայացվող կառավարությունների տեսակետները: Համաշխարհային բանկը չի երաշխավորում սույն աշխատանքում առկա տվյալների ճշտությունը: Սույն աշխատանքում առկա որևէ քարտեզի վրա ցուցադրված սահմանները, գույները, նշումները և այլ տեղեկատվություն չեն արտահայտում Համաշխարհային բանկի դատողությունը որևէ տարածքի իրավական կարգավիճակի վերաբերյալ կամ այդպիսի սահմանների ընդունումը: Իրավունքներ և թույլտվություններ Սույն հաշվետվության մեջ ներկայացված նյութը պաշտպանված է հեղինակային իրավունքով: Սույն աշխատանքի ամբողջությամբ կամ դրա հատվածմների վերարարտադրությունը, պատճենումը և/կամ փոխանցումն առանց թույլտվության հանդիսանում է օրենքի խախտում: Վերակառուցման և զարգացման միջազգային բանկը/Համաշխարհային բանկը խրախուսում է իր աշխատանքի տարածումը և սովորաբար արագ տրամադրում է աշխատանքի հատվածների վերարտադրության թույլտվություն: Սույն աշխատանքի որևէ հատվածի պատճենման կամ վերատպման թույլտվության համար խնդրում ենք ամբողջական տեղեկատվությամբ դիմել Copyright Clearance Centre Inc.-ին: Հասցե՝ 222 Rosewood Drive, Danvers, MA 01923, USA, հեռախոս՝ 978-750-8400, ֆաքս՝ 202-522-2422, էլ.փոստ՝ pubrights@worldbank.org. 3 Նախաբան Այս նյութը պատրաստվել է Համաշխարհային բանկի՝ Հայաստանի էլեկտրաէներգետիկական ոլորտի քաղաքականության վերաբերյալ ուսումնասիրության շրջանակում (Ծանոթագրություն): Այս տեղեկանքի նպատակն է տեղեկատվական օժանդակություն ցուցաբերել Կառավարությանը քաղաքականության մշակման հարցում՝ բացահայտելով էլեկտրաէներգետիայի ոլորտի առջև ծառացած հիմնական մարտահրավերները և ուրվագծելով դրանց հաղթահարման ուղիները: Սույն նյութը նաև քննարկում է ոլորտի որոշ ավելի լայն խնդիրներ, որոնք վերաբերում են գազի սակագնի կառուցվածքին և պահանջարկին: Սույն տեղեկանքը նաև տարածվելու է գլխավոր շահառուների և հասարակության շրջանում էլեկտրաէներգետիկական ոլորտի առջև ծառացած գլխավոր մարտահրավերների և դրանց հաղթահարման հնարավոր ուղիների ընկալումն ու դրանց վերաբերյալ իրազեկվածությունը բարձրացնելու նպատակով: Այս նյութը պատրաստվել է Հայաստանի համապատասխան էներգետիկական ընկերությունների, Հանրային ծառայությունները կարգավորող հանձնաժողովի կողմից հրապարակվող տվյալների, Համաշխարհային բանկի ներքին տվյալների բազաների և Էներգետիկայի ու բնական պաշարների նախարարության և Էլեկտրաէներգետիկական համակարգի օպերատորի հետ քննարկումների հիման վրա : 4 Գլխավոր մարտահրավերների և լուծումների ամփոփում Հրազդանի ՋԷԿ-ը պետք է շարունակի համակարգում ամենաթանկ էլ. էներգիայի արտադրությունը պակասորդից խուսափելու նպատակով, որովհետև.` (ա) նոր, ավելի ցածր ինքնարժեքով ՀՑԳՏ-ն չի կարող իրատեսականորեն շահագործման հանձնվել 2020 թվականից շուտ, և (բ) Մեծամոիի ԱԷԿ-ն պլանավորված է մեկ տարով կանգնեցնել 2016 թ-ին: Էլեկտրահաղորդման ակտիվների վատ վիճակն ու տարիքը հուսալիության սպառնալիք է: Շատ էլեկտրահաղորդամն գծեր և ենթակայաններ ունեն անջատումների մեծ հաճախականություն: Սակագների մատչելիությունը դարձել է լուրջ խնդիր: Էներգիայի աճող սակագների պատճառով դրանց վրա ծախսվող գումարները կազմում են տնային տնտեսությունների բյուջեյի 10%: Ոլորտի կառավարումը վատթարանում է: Վերջին տարիներին սակագները գտնվել են ծախսածածկման մակարդակից ցածր և Վորոտանը վաճառվել է ոչ մրցութային եղանակով: Մի շարք գործողություններ կպահանջվեն էլեկտրամատակարարման բավարարության, անվտանգության և մատչելիության մարտահրավերներին համալիր լուծում տալու համար. Կառուցել նոր արտադրական հզորություններ Հրազգանի ՋԷԿ-ից թանկ էլեկտրաէներգիայի գնումը հնարավորինս շուտ դադարեցնելու և էլեկտրամատակարարման ճեղվածքից խուսափելու նպատակով Ընդլայնել էներգախնայողության միջոցառումները և բարելավեկ սակագների կառուցվածքը նոր հզորությունների անհրաժեշտությունը կրճատելու նպատակով Ապահովել ֆինանսավորում առաջնահերթ բարձրավոլտ ակտիվների նորոգման համար Ցուցաբերել նպատակային սոցիական աջակցություն խոցելի խմբերի վրա ազդեցությունը մեղմելու համար Սակագները պահպանել ծախսածածկող մակարդակի վրա էլեկտրամատակարարման հուսալիությունը չվտանգելու նպատակով Բարելավել հանրային իրազեկումը հասարակության աջակցությունը ստանալու նպատակով 5 Բովանդակություն • Էլեկտրաէներգետիկական ոլորտի կառուցվածքը • Մարտահրավերների և լուծումների ամփոփ նկարագիր • Գլխավոր մարտահրավերները  Բավարար էլեկտրամատակարարում  Էլեկտրամատակարարման անվտանգություն  Մատչելիություն  Ոլորտի կառավարում • Հավելվածներ 6 Էլեկտրաէներգետիկական ոլորտի կառուցվածքը • Ոլորտը ամբողջությամբ ապակենտրոնացված է • Բաշխիչ ընկերությունը միակ գնորդն է • Ոլորտը կարգավորվում է անկախ և կոմպետենտ • Էներգետիկայի և բնական պաշարների նախարարությունը կարգավորող մարմնի կողմից մշակում և իրականացնում է էներգետիկ քաղաքականությունը Առաքում Առաքման ազգային կենտրոն Առևտրային չափում Հաշվարկային կենտրոն Հանրային ծառայություն- ները Արտադ- կարգավորող Մեծամորի ԱԷԿ ՋԷԿ-եր ՀԷԿ-եր հանձնաժողով րություն (Սակագներ, ծառայության որակ և լիցենզավորում Հաղորդում Բարձրավոլտ ցանց ) Բաշխում Հայաստանի էլեկտրական Արտահանում/ներմուծում ցանցեր (ՀԷՑ) Էլեկտրաէներգիայի/ ծառայությունների հոսք Վերջնական Սպառողներ Գումարների օգտագոր- հոսք ծողներ 7 Արտադրական հզորություն էլեկտրաէներգիայի կանխատեսվող պահանջարկը բավարարման համար Մարտահրա- վերներ Էլեկտրաէներգիայի և գազի սակագների ենթաօպտիմալ կառուցվածք Նոր հզորությունների կառուցում Լուծումներ Էներգախնայողական լուծումների ընդլայնում Սակագների կառուցվածքի բարելավում Ֆինանսավորման տարբերակների ուսումնասիրում , տեխնիկատնտեսական ուսումնասիրություն և ՇՄՍԱԳ նոր Համակցված ցիկլով գազատուրբինային կայանի համար Լոռիբերդ և Շնող ՀԷԿ-երի կառուցում Հետագա Էներգախնայողության ներուժի ուսումնասիրում հիմնական քայլերը Սահմանային ծախսերի վրա հիմնված սակագների ներդնում Գազի սակագների կառուցվածքի ուսումնասիրում 8 Մարտահրավեր #1՝ Բավարար էլեկտրամա- տակարարում Էլեկտրամատակարարման պակասորդից խուսափելու նպատակով ամենաբարձր ինքնարժեքով Հրազդանի ՋԷԿ-ը պետք է աշխատի մինչև նոր հզորությունների կառուցումը Հնացած և թանկ Հրազդանի ՋԷԿ-ը անհրաժեշտ է  Հրազդանի ՋԷԿ-ի բոլոր բլոկերի օգտակար ծառայության ժամկետը կավարտվի մինչև շահագործել մինչև 2020թ. մատակարարման 2016թ. ճեղքվածքից խուսափելու նպատակով  Մատակարարման հուսալիությունը կարող է վտանգվել՝ հաշվի առնելով Հրազդանի ՋԷԿ-ի տարիքը և կապիտալ նորոգումների բացակայությունը  Հրազդանի ՋԷԿ-ն 1կՎտժ հաշվով օգտագործում է 40%-ով ավել գազ, քան նոր ՀՑԳՏ-ն Արտադրության սակագներ, ներառյալ ԱԱՀ (ՀՀԴ/կՎտժ) 2014 Հրազդան-5 40.1 Երևանի ՀՑԳՏ 34.9 Հրազդանի ՋԷԿ 60.0 Սևան-Հրազդան 8.6 Որոտան 9.4  550 ՄՎտ հզորությամբ Երևանի ՋԷԿ-ը շահագործումից հանված է ՀԱԷԿ 13.7  800 ՄՎտ հզորությամբ Հրազդանի ՋԷԿ-ի միայն 50%-ն է մատչելի ձմեռվա Փոքր ՀԷԿ-եր 25.3 պիկային պահանջարկը բավարարելու նպատակով Գործում են 2014թ. օգոստոսի 1-ից  Հիդրոէներգետիկ հզորությունների միայն 45%-ն է մատչելի ձմեռվա պիկային պահանջարկը բավարարելու նպատակով 9 Մարտահրավեր #1՝ Բավարար էլեկտրա- մատակարարում Էլեկտրաէներգիայի սակագների ներկայիս կ առուցվածքը խթանում է գերսպառումը ձմռանը՝ նպաստելով բարձր պիկային պահանջարկի Շեղումները սահմանային ծսխսերի վրա հիմնված Սեզոնայնություն: Չկան սեզոնային գնագոյացման սկզբունքների սակագներ, չնայած ձմռանը Տիպիկ օրվա միջին ժամային Հայաստանում սահմանային ծախսերը զգալիորեն սահմանային ծախսերը մեկ կՎտժ սահմային ծախսերն ավելի բարձր են, քան ամռանը հաշվով 2013-2017թթ. (սեպտեմբեր - ամենաբարձրն են Օգտագործման ժամանակը: Պիկային փետրվար) ձմռանը և ոչ պիկային կամ ցերեկային և Ձմեռվա Տիպիկ օրվա միջին ժամային գիշերային սակագների միջինը բոլոր ժամերի սահմանային ծախսերը մեկ կՎտժ տարբերությունը չի արտացոլում համար = 22 հաշվով 2013-2017թթ. (մարտ-օգոստոս) ծառայության սահմանային ծախսերի ՀՀԴ/կՎտժ տարբերոթյունը Ամառային միջինը բոլոր Ֆիքսված վճարներ: Էլ. էներգիայի ժամերի համար = համար ամսական վճարները չունեն 4ՀՀԴ/կՎտժ ֆիքսված բաղադրիչ՝ չնայած զգալի ծախսերի առկայությանը, որոնք կախված չեն սպառված կՎտժ-երից Լարման մակարդակները: էլեկտրաէներգիայի վաճառքից ստացված հասույթի կառուցվածքն ըստ սպառողների դասերի չի արտացոլում լարման տարբեր Ամենացածր մակարդակներ սպասարկելու սահմանային սահմանային ծախսերի ծախսերը 00:01-08:00 տարբերությունները ժամանակա- հատվածում են 10 Մարտահրավեր #1՝ Բավարար էլեկտրա- մատակարարում Գազի սակագների ներկայիս կառուցվածքը խրախուսում է ոչ արդյունավետ սպառումը – Ծավալի վրա հիմնված սակագինը խրախուսում է բարձր սպառումը  Սպառված գազի բոլոր միավորների համար քիչ գազ սպառողները վճարում են ավելի շատ (156 ՀՀԴ/մ3), քան շատ գազ սպառողները (~ 114 ՀՀԴ/մ3)  Սակագնային առաջին խմբի սպառման վերին սահմանին մոտ գտնվող սպառողները (հիվանդանոցներ, դպրոցներ, ՓՄՁ-ներ) ունեն գերսպառման խթան՝ մեծածախ ավելի ցածր գին ստանալու նպատակով: Որոշ հանրային նշանակության հաստատություններ հետաքրքրված չեն ՀԲ/ԳԲՀ Էներգախնայողության ծրագրով՝ հաշվի առնելով սակագների այսպիսի կառուցվածքը – Միադրույք սակագինը չի խրախուսում ծառայություն մատուցող ընկերություններին ձեռնարկել սպառումը կրճատող միջոցներ (չկա ֆիքսված ամսական վճար և էներգիայի փոփոխական սակագին) 11 Լուծումներ՝ Բավարար էլետրամատակարարում. տարբերակների վերլուծություն Վերլուծվել են ատոմային էներգիայի, բնական գազի և վերականգնվող էներգիայի հիմնված մատակարարման տարբերակները Մատակարարման Ամփոփում տարբերակ ՋԷԿ Նոր հզորությունների անհրաժեշտությունը բացառապես բավարարվում է նոր ՋԷԿ-երի միջոցով ՋԷԿ + ՎԷ ՋԷԿ-եր + 141 ՄՎտ Լոռիբերդի և Շնողի ՀԷԿ-եր մինչև 2023թ. + 540 ՄՎտ ՖՎ, հողմային և երկրաջերմային կայանների մինչև 2030թ. Խոշոր ԱԷԿ Խոշոր ԱԷԿ (ВВЭР-440) մինչև 2026թ., լրացուցիչ հզորությունների անհրաժեշտությունը կբավարարեն նոր ՋԷԿ-երը Խոշոր ԱԷԿ+ ՎԷ Խոշոր ԱԷԿ + 141 ՄՎտ Լոռիբերդի և Շնողի ՀԷԿ-եր մինչև 2023թ. + 540 ՄՎտ ՖՎ, հողմային և երկրաջերմային կայանների մինչև 2030թ.  ВВЭР զուտ հզորությունը կազմում է 1000 ՄՎտ  Վերականգնվող էներգիայի (ՎԷ) հզորությունները հիմնված են Հայաստանի կառավարության սահմանած ՎԷ թափանցման թիրախների վրա:  Յուրաքանչյուր սցենարի ներքո ենթադրվում է, որ 2015-2024թթ.-ին խնայված պիկային էներգիան յուրաքանչյուր տարի կաճի ժամում 5 ՄՎտ-ով՝ հասնելով 50 ՄՎտ 2024թ.-ին:  Բոլոր սցենարների համար գործող փոքր ՀԷԿ-երի հզորությունը ենթադրվել է 260 ՄՎտ 12 Լուծումներ՝ Բավարար էլետրամատակարարում. Ամենաէժան սցենարը և պահանջարկի զգայունություն  “ՋԷԿ”-ը ամենաէժանն է բազային սցենարում  “ՋԷԿ” -ը մնում է ամենաէժանը էլեկտրաէներգիայի նկատմամբ ցածր և բարձր պահանջարկի սցենարներում “Խոշոր ԱԷԿ-ը” ավելի թանկ է բազային պահանջարկի “Խոշոր ԱԷԿ-ը” պակաս թանկ է սցենարում՝ հաշվի առնելով ավելի մեծ կապիտալ բարձր պահանջարկի սցենարում ծախսերը ու ավելցուկային հզորությունը Տնտեսական ԶՆԱ (մլն ԱՄՆ Մատակա- դոլարով) րարման պլան Բազային Ցածր Բարձր պահանջ. պահանջ. պահանջ. ՋԷԿ 1728 1374 2123 ՋԷԿ + ՎԷ 2500 2,297 2793 Խոշոր 3341 3,015 3639 ԱԷԿ Խոշոր Երկարաժամկետ միջին լրացուցիչ ծախս (ԵՄԼԾ) 4271 4,134 4674 ԱԷԿ + ՎԷ ըստ պահանջարկի սցենարների ՎԷ ներառող պլանները ավելի թանկ են՝ հաշվի առնելով, որ դիտարկված ՎԷ տարբերակների մեծամասնությունն պահանջում են բարձր կապիտալ ծախսեր և ունեն հզորության ցածր գործակիցներ Բազային սցենար = Էլեկտրաէներգիայի նկատմամբ բազային պահանջարկ և բազային գազի գներ և Իրանի հետ <<գազ էլեկտրաէներգիայի դիմաց>> փոխանակման ընթացիկ ծավալ 13 Լուծումներ՝ Բավարար էլետրամատակարարում. Սցենարների զգայունության վերլուծություն “ՋԷԿ” ամենաէժանն է նույնիսկ գազի ավելի բարձր գների դեպքում Մատակարարման տարբերակների ԵՄԼԾ-ն գազի ՋԷԿ-ի սցենարն առավել զգայուն է գազի տարբեր գների դեպքում գնի փոփոխությունների նկատմամբ, քանի որ այն ամբողջության բաղկացած է միայն ջերմային կայաններից: Մյուս սցենարները պակաս զգայուն են՝ հաշվի առնելով ՎԷ և խոշոր ԱԷԿ-ը ∆P(ներմուծում) = 0.65 x ∆P(Օրենբուրգի գին) + 0.35 x ∆ԱՄՆ ՍԳԻ  Գազի մեծածախ գինը Օրենբուրգի շրջանում կունենա ամենամեծ ազդեցությունը Հայաստանի գազի գնի վրա՝ հաշվի առնելով ներմուծվող գազի գնագոյացումը Հայաստանի համար Իրական սակագին (ԱՄՆ դոլար) 2014 2015 2016 2017 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Խոշոր սպառողներ (Բազային սցենար) $/հմխ 239 241 249 258 268 287 308 331 353 370 387 Խոշոր սպառողներ (Բարձր պահանջարկի սցենար) $/հմխ 239 241 254 267 282 313 341 372 401 424 447 Խոշոր սպառողներ (Ցածր պահանջարկի սցենար) $/հմխ 239 240 244 249 253 262 276 292 312 333 356 * Գազի մեծածախ գնի սցենարները հիմնված են “Ռուսաստանի սոցիալ-տնտեսական զարգացման կանխատեսումը մինչև 2030թ.” զեկույցի վրա, որ հրապարակվել է Ռուսաստանի Տնտեսական զարգացման նախարարության կողմից 14 Լուծումներ. Բավարար էլետրամատակարարում. վերականգնվող էներգետիկա  Շնող և Լոռիբերդ ՀԷԿ-երը պետք է կազմեն նվազագույն ծախսերով պլանի մաս  Երկրաջերմային էներգիան կարող է կազմել նվազագույն ծախսերով պլանի մաս, եթե գտնվի 250o-ից բարձր ջերմաստիճանով ռեսուրս  Լոռիբերդ ՀԷԿ-ը կարող է կառուցվել որպես պիկային կայան՝ ավելացնելով կայուն 66 ՄՎտ հզորություն  Երկրաջերմային էներգիան ապահովում է ցածր արժեքով բազային բեռնվածություն մի քանի այլ ՎԷ տեխնոլոգիաների համեմատությամբ Տեխնոլոգիա Չիրացված Արտադրություն Վերականգնվող ռեսուրսների ց էլեկտրաէներգիայի պոտենցիալ (ԳՎտժ/տարի) նորմավորված արժեքները (ՄՎտ) Սփռված արևային ՖՎ 1300 1800 Կենտրոնացված արեգակնային էներգիա (ԿԱԷ) 1200 2400 Արդյունաբերական մասշտաբի արևային ՖՎ 830 – 1200a 1700 – 2100a Հողմային 300 650 Երկրաջերմային էներգիա* առնվազն 150 Առնվազն1100 ՓՀԷԿ 100 340 Շնորհի ՀԷԿ 75 300 Լոռիբերդի ՀԷԿ 66 205 Կենսազանգված 30 230 * For Կենսագազ 5 sites for which information 5 is available 30 * 5 տեղաամասեր, որոնք վերաբերյալ տեղեկատվություն Աղբանոցային գազ 2 20 առկա է 15 Լուծումներ. Բավարար էլետրամատակարարում. գազատարների թողունակություն  Գազատարների ընդհանուր թողունակությունը բավարար է “ՋԷԿ-ի” սցենարի համար պահանջվող ողջ գազը մատակարարելու համար, սակայն  “ՋԷԿ-ի” սցենարը իրագործելի կլինի, եթե Հայաստանն Իրանից ավելի շատ գազ ներմուծի Հյուսիս-Հարավ և Հայաստան-Իրան Հյուսիս-Հարավ գազատարի թողունակությունը գազատարների միացյալ թողունակություն չի բավարարի սկսած 2025թ.-ից, եթե Իրանից ավելի շատ գազ չներմուծվի Իրանից և Ռուսաստանից Հյուսիս-Հարավ գազատարի Ընթացիկ ներմուծումն թողունակությունը Ներկայումս Հայաստանը ստանում է միայն 0.4մլրդ մ3 գազ Իրանից փոխանակման գործարքի շրջանակում, մինչդեռ Իրան-Հայաստան գազատարի թողունակությունը 2.3 մլրդ մ3/տարի է: 16 Լուծումներ. Բավարար էլետրամատակարարում. ԱԷԿ տարբերակներ Միջին հզորությամբ ԱԷԿ-ը կարող է լինել ավելի ցածր արժեքով տարբերակ Խոշոր ԱԷԿ-ի համեմատությամբ Երկարաժամկետ միջին լրացուցիչ արժեքն ըստ Միջին ԱԷԿ-ի արժեքը կարող է լինել պահանջարկի սցենարների “ՋԷԿ-ի” և “Խոշոր ԱԷԿ-ի” միջև  Միջին ԱԷԿ-ը կարող է ունենալ հզորության փոքր ավելցուկ կամ չունենալ այն, ուստի էներգիայի արժեքն ավելի ցածր է Խոշոր ԱԷԿ-ի համեմատությամբ  Միջին ԱԷԿ-ը կարող է ունենալ կապիտալի ավելի ցածր արժեք մեկ կՎտ-ի հաշվով: Նույնիսկ մեկ կՎտ-ի հաշվով կապիտալի նույն արժեքի դեպքում, ինչ Խոշոր ԱԷԿ-ինն է, նրա արժեքը կլինի ավելի ցածր շնորհիվ հզորության փոքր ավելցուկի կամ ավելցուկի բացակայության Եթե Հայաստանի կառավարությունն ընտրի այս տարբերակը, ապա կպահանջվի միջին ԱԷԿ-ի տեխնիկա-տնտեսական կենսունակությունը գնահատող մանրամասն ուսումնասիրություն: 17 Լուծումներ. Բավարար էլետրամատակարարում. նոր կայանների անհրաժեշտությունը  Ամենաէժան սցենարի դեպքում անհրաժեշտ է երկու ՋԷԿ՝ 500 ՄՎտ մինչև 2020թ. և 500 ՄՎտ մինչև 2026թ.  Մյուս բոլոր պլանների ներքո մինչև 2020թ. նույնպես անհրաժեշտ է մեկ նոր ՋԷԿ 2-րդ 500 ՄՎՏ ՋԷԿ ՋԷԿ + ՎԷ՝ 345 ՄՎտ կայան մինչև 1-ին 500 ՄՎՏ ՋԷԿ 2020թ. Խոշոր ԱԷԿ՝ 500 ՄՎտ կայան մինչև 2020թ. Խոշոր ԱԷԿ + ՎԷ՝ 345 ՄՎտ կայան մինչև 2020թ. Ենթադրություններ՝  ՀԱԷԿ անջատում 2016թ. Պիկ. պահան- հիմնանորոգման նպատակով, ջարկը միացում 2017թ., բավարա- շահագործումից հանում րելու 2026թ. կարողու-  Պահուստային հզորություն թյուն. “ՋԷԿ- (ՊՀ) = 300 ՄՎտ ի” սցենարի  ՀԷԿ-երի հզորության դեպքում գործակից՝ հիմնված 2013թ. պիկի ընթացքում էլեկտրամատակարարման վրա 18 Լուծումներ՝ Բավարար էլեկտրամատակարարում. Նոր ՀՑԳՏ կառուցում Մինչև 2020թ. գազով աշխատող նոր ՀՑԳՏ-ն շահագործման հանձնելու նպատակով Կառավարությանն անհրաժեշտ է այժմ սկսել ծրագիրը Որպեսզի գազով աշխատող նոր ՀՑԳՏ-ն շահագործման հանձնվի մինչև 2020թ., Հայաստանի Կառավարությանն անհրաժեշտ է հետևել ներքոնշյալ ժամանակացույցին: Գլխավոր քայլերը Տևողություն Ժամկետ * ֆինանսավորման տարբերակի վերաբերյալ որոշում 6 ամիս 2015թ. փետրվար Տեխնիկատնտեսական ուսումնասիրության և 7 ամիս 2015թ. մարտ բնապահպանական ու սոցիալական ազդեցության գնահատման (ԲՍԱԳ) խորհրդատուների ընտրություն Տեխնիկատնտեսական ուսումնասիրությունն ու ԲՍԱԳ 12 ամիս 2016թ. մարտ եզրափակում Ֆինանսավորման ներգրավում և շինարարություն 44 ամիս 2019թ. նոյեմբեր ՀՑԳՏ նոր կայանի շահագործման մեկնարկ 2 ամիս 2020թ. հունվար *Ժամկետը ենթադրում է, որը ծրագրի իրականացման նախատրաստական միջոցառումները կսկսվեն 2014թ. սեպտեմբերին 19 Լուծումներ՝ Բավարար էլեկտրամատակարարում. նոր ներդրումների ֆինանսավորում “ՋԷԿ-ի” սցենարը կարող է ամբողջությամբ ֆինանսավորվել պետական միջոցներով, սակայն…  Ամբողջությամբ պետական ֆինանսավորումը կայուն ռազմավարություն չէ` հաշվի առնելով այլ ճյուղերի կարիքները  Նոր ՀՑԳՏ-ները, Լոռիբերդ և Շնող ՀԷԿ-երը և մյուս ՎԷ կայանները Պետական-մասնավոր գործընկերության լավ թեկնածուներ են պարտք/նախորդ տարվա ՀՆԱ հարաբերակցության 60% վերին սահման Էլեկտրամատակարար Կապիտալ ման սցենար արժեք (մլրդ ԱՄՆ դոլար) ՋԷԿ 1.2 “ՋԷԿ + ՎԷ” կամ “խոշոր ԱԷԿ” տարբերակների միայն պետական ՋԷԿ+ՎԷ 2.3 պարտքով ֆինանսավորումը Խոշոր ԱԷԿ 6.1 կհանգեցնի պետական պարտքի օրենքով սահմանված վերին Խոշոր ԱԷԿ+ՎԷ 7.3 սահմանի խախտմանը Բոլոր ՎԷ ծրագրերը պլանավորված են որպես մասնավոր ծրագրեր և ներառված չեն պետական պարտքի վրա ազդեցության հաշվարկում 20 Լուծումներ՝ Բավարար էլեկտրամատակարարում. Էներգախնայողություն Էներգախնայողությունը կարող է օգնել բավարարելու էլեկտրաէներգիայի կանխատեսվող պահանջարկը նվազագույն արժեքով Հետագա գլխավոր քայլերը  Իրականացնել համալիր ուսումնասիրություն երկրում էներգախնայողության տնտեսական և ֆինանսապես կենսունակ պոտենցիալը գնահատելու նպատակով:  Ընդունել էլեկտրաէներգիայի սակագնի երկդրույք սեզոնային և օրվա ժամից կախված բարելավված կառուցվածք  Վերացնել գազի սակագնի կառուցվածքային թերությունները, որոնք վերջնական սպառողների համար ստեղծում են գազի սպառումն ավելացնելու խթաններ՝  Նոր շինարարական ծրագրերում և օբյեկտների վերանորոգման բոլոր ծրագրերում, որոնք ֆինանսավորվում են Կառավարության և դոնորների կողմից, պարտադրել էներգախնայողությունը  Տրամադրել կապիտալ դրամաշնորհներ աղքատներին էներգախնայողական միջոցառումների համար Փաստացի էներգախնայողությունները ՀԲ/ԳԲՀ ծրագրի շրջանակում Օբյեկտի տեսակ Էներգախնայողություն Հետգնման ժամկետ Էլեկտրախնայողությունների (%) (տարի) արժեքը = 19 ՀՀԴ/կՎտժ կամ Դպրոցներ 51-52% 6 երկարաժամկետ Հիվանդանոցներ 51% 5 մատակարարման միավոր Փողոցային 45-53% 4-5 արժեքի 40%-ը լուսավորություն Այլ օբյեկտներ 41% 5 21 Լուծումներ՝ Բավարար էլեկտրամատակարարում. Սակագների կառուցվածքի բարելավում Ներդնել էլեկտրաէներգիայի՝ սահմանային ծախսերի վրա հիմնան սակագին, էլեկտրաէներգիայի նոր հզորությունների անհրաժեշտությունը կրճատելու նպատակով Երկդրույք սեզոնային սակագինը օրվա ժամից կախված սակագնի միջակայքերի հետ միասին կարող է կրճատել պիկային պահանջարկ և նոր արտադրական հզորությունների անհրաժշետությունը Էլեկտրաէներգիա Սակագնի երկդրույք կառուցվածքն Մեկ կՎտժ հաշվով վճարը տարբերակված է ըստ սեզոնի արտացոլում է այն փաստը, որ շատ ծախսեր և օգտագործման ժամանակի՝ ծագող լրացուցիչ կապված չեն վաճառվող կՎտժ-ից. ծախսերն ավելի լավ արտացոլելու նպատակով.  Ձմեռվա պիկային ժամանակ՝ 20:01 -12:00, սեպտ. –  մեկ կՎտժ հաշվով սակագինն արտացոլում փետր. է էներգիայի և հզորությունների  Ձմեռվա ոչ պիկային ժամանակ՝ 12:01 - 20:00, սեպտ. արժեքըները – փետր.  ֆիքսված ամսական վճարն արտացոլում է  Ամառվա պիկային ժամանակ՝ 20:01 - 12:00, մարտ- սպառողների հետ կապված ծախսերը օգոստոս  մեկ կՎտժ հաշվով սակագնի տարբերակում  Ամառվա ոչ պիկային ժամանակ՝ 12:01 - 20:00, մարտ- օգոստոս ըստ սեզոնի և օգտագործման ժամանակի Գազ Իրականացնել ուսումնասիրություն՝ որոշելու.  էլեկտրամատակարարման սահմանային արժեքն՝ ըստ սպառողների յուրաքանչյուր դասի  Պահանջվող հասույթի բաշխումն սպառողների դասերի միջև՝ սահմանային ծախսերի համաձայն 22 Տարածաշրջանային առևտուր. կարճաժամկետ Սահմանափակ տարածաշրջանային կապեր և կարճաժամկետ առևտրային հնարավորություններ  Վրաստանի հետ ունեցած մեկ 220կՎ և երկու 110կՎ գծերը թույլ են տալիս իրականացնել փոխհոսքեր (մինչև 400ՄՎտ) մեկուսացված ռեժիմում: Այնուամենայնիվ, 2011-2013թթ. փոխհոսքերը համարյա դադարել է:  Իրանի հետ ունեցած երկու 220կՎ գծերը թույլ են տալիս իրականացնել զգալի ծավալով փոխհոսքեր (շուրջ 400ՄՎտ): Առևտուրը հիմնականում տեղի է ունենում “էլեկտրաէներգիա գազի դիմաց” գործարքի շրջանակում: Արտահանման ներուժը սահմանափակ է կարճաժամկետում  Ամռանը հզորությունների կարճաժամկետ ավելցուկը և ամբողջությամբ մաշված արտադրական ակտիվները կարող են ամառային արտահանումը դարձնել գրավիչ, սակայն  Արտահանումը Թուրքիա հնարավոր չէ չլուծված քաղաքական խնդիրների պատճառով  Վրաստանին ամռանը էլեկտրաէներգիա անհրաժեշտ չէ  Չկան հարաբերություններ Ադրբեջանի հետ, որը կարող էր ամռանը ներմուծել էլեկտրաէներգիա՝ կախված էլեկտրաէներգետիկայի ոլորտում գազի գնի իր վարած քաղաքականությունից  Հայաստանում էլեկտրաէներգիայի ամառային ավելցուկը էականորեն կնվազի, եթե մեծանա Իրանի հետ էլեկտրաէներգիա գազի դիմաց փոխանակման ծավալները Կարճաժամկետ Արտահանման  Կարճաժամկետում ձմեռային արտահանումները միջին ծախսեր (ԱՄՆ ընթացիկ սակագներ իրագործելի չեն, քանի որ դոլար/կՎտժ)* (ԱՄՆ դոլար/կՎտժ)**  Գազով թանկ էլեկտրաէներգիայի Հայաստան 0.056 Արտահանում չկա արտադրությունը չի կարող մրցակցել Ադրբեջանից Վրաստան 0.020 0.020-0.030*** արտահանման հետ Ադրբեջան 0.030 0.040-0.045 Ներմուծումը իրատեսական չէ՝ հաշվի առնելով Թուրքիա 0.090 - հաշվեկշիռը հարևան երկրներում և քաղաքական Իրան 0.050 - խնդիրները * Բանկի թիմի գնահատական ** Platt’s Energy և ազգային աղբյուրներ;*** Արտահանման այսպիսի սակագներ հնարավոր են, որովհետև ՀԷԿ-երի արտադրության ամառային ինքնարժեքները ցածր են 0.01ԱՄՆ դոլար/կՎտժ-ից: 23 Տարածաշրջանային առևտուր. երկարաճաժամկետ Արտահանման սահմանափակ երկարաժամկետ հնարավորություններ  Երկարաժամկետում արտահանումը և ամռանը և ձմռանը մրցունակ չեն լինի, որովհետև • գոյություն ունեցող ՀԷԿ-ը չեն ունենա ավելցուկային հզորություն ներքին պահանջարկի աճի պատճառով • չկա չօգտագործված ցածրարժեք հիդրոէներգետիկ ներուժ • իրենց արտադրական ինքնարժեքով նոր ՋԷԿ-ը կամ նոր ԱԷԿ-ը չեն կարող մրցակցել Տարածաշրջանային միացման ընթացիկ և պլանավորված ծրագրեր  140 մլն ԱՄՆ դոլար արժողությամբ 400կՎ գիծ Հրազդանի ՋԷԿ-ից Իրան (2017թ.): Այս 1000ՄՎտ հզորության էլեկտրահաղորդման գիծը կարող է օգտագործվել ԵՄԼԾ (ԱՄՆ “էլեկտրաէներգիա գազի դիմաց” փոխանակման ծավալներն ավելացնելու համար, որը դոլար/կՎտժ) շատ շահավետ է Հայաստանի համար գործարքի ընթացիկ պայմանների դեպքում *  150մլն ԱՄՆ դոլար արժողությամբ 400կՎ գիծ դեպի Վրաստան (2020թ.): Հայաստան 0.12-0.17 Կառավարությանն անհրաժեշտ է զգուշությամբ գնահատել ծրագրի տնտեսական հիմնավորվածությունը, որովհետև. Վրաստան 0.07-0.08  Վրաստանի հետ չկա էլեկտրաէներգիայի առևտուր նույնիսկ 220կՎ էլկետրահաղորդման Ադրբեջան 0.04-0.13 գծով Թուրքիա 0.09-0.13  Վրաստանի տարածքով էլկետրաէներգիայի արտահանման երկարաժամկետ Իրան 0.06-0.12 հնարավորությունները սահմանափակ են. - Վրաստանն ինքն ունի հիդրոէներգիայի էժան ավելցուկ * Բանկի թիմի - Վրաստանի էլեկտրահաղորդման գծերը հարևանների հետ բավարար չեն հայկական գնահատականներ էլկետրաէներգիան հաղորդելու համար  Կարող է դիտարկվել վրացական էլեկտրաէներգիայի՝ դեպի Իրան տրանզիտի հնարավորությունը 400կՎ գծով Նշում: ԵՄԼԾ մեծապես կախված է լինելու՝ Վրաստանի պարագայում `խորոշ ՀԷԿ-երի կառուցումից և գազի ներմուծման գներից, Ադրբեջանի պարագայում` էլեկտրաէներգետիկ ոլորտի համար գազի գնից, Իրանի պարագայում` էլեկտրաէներգետիկ ոլորտի համար գազի գնից, Հայաստանի պարագայում`կանխատեսվող պահանջարկը բավարարելու նպատակով նոր ՋԷԿ-ի կամ նոր ԱԷԿ-ի կառուցումից 24 Հնացած կարևոր էլեկտրահաղորդման գծեր Մարտահրավերներ Հնացած կարևոր ենթակայաններ Ներդրումների առաջնահերթությունների որոշում Լուծումներ Գոյություն ունեցող ակտիվների հիմնանորոգում “Ռիսկի ինդեքսի” որդեգրում էլեկտրահաղորդման մեջ ներդրումների ըստ առաջնահերթությունների Հետագա հիմնական դասակարգման համար քայլերը Կրիտիկական էլեկտրահաղորդման գծերի և ենթակայանների հիմնանորոգման համար ֆինանսավորման ապահովում 25 Մարտահրավեր #2՝ Էլեկտրա- մատակարարման անվտանգություն Մեկ էլեկտրահաղորդման գծի հաշվով 2.5 անգամ ավելի շատ անջատումներ, քան հուսալի համակարգերում 26 Մարտահրավեր #2՝ Էլեկտրամատա- կարարման անվտանգություն  Կարևորագույն էլեկտրահաղորդիչ ակտիվների վատ վիճակը վտանգում է էլեկտրամատակարարման անվտանգությունը  ԲԷՑ-ը չունի էլեկտրահաղորդման մեջ ներդրումների առաջնահերթությունների որոշման մեթոդաբանություն 1. Մի շարք կարևորագույն էլեկտրահաղորդիչ ակտիվների վատ վիճակը պայմանավորված է դրանց տարիքով (>45 տարուց) և ներդրումների բացակայությամբ` - Այն ենթակայաններում, որոնց միջոցով մի շարք խոշոր արտադրող կայանների (օրինակ՝ ՀԱԷԿ ենթակայան) էլեկտրաէներգիան հաղորդվում է ցանցին: - Այն էլեկտրահաղորման գծերում, որոնց միջոցով խորոշ արտադրող կայանների էլեկտրաէներգիան հաղորդվում է ցանցին (օրինակ՝ Էջմիածին 110 կՎ ՕԷԳ-ները): 2. Բարձրավոլտ ակտիվների հետ կապված խնդիրները կարող են հանգեցնել հետևյալ ծախսերի` - Ոչ օպտիմալ կարգավարում՝ էլեկտրահաղորդիչ ակտիվի խափանման հետևանքով արտադրող կայանների ոչ օպտիմալ կարգավարում, ինչը մեծացնում է մատակարարման ծախսերը: - Վթարային նորոգումները` ակտիվները անսպասելի խափանման հետևանքով վթարային նորոգումների հետ կախված լրացուցիչ ծախսեր: 3. Էլեկտրահաղորդման ցանցի մեջ ներդրումների առաջնահերթությունների որոշման համար ֆորմալ մեթոդաբանության բացակայությունը հանգեցնում է՝ (ա) ներդրումների վերաբերյալ իրավիճակային որոշումների կայացման, և (բ) անհրաժեշտ ներդրումներն ապահովելու դժվարության 27 Լուծումներ՝ Էլեկտրամատակարարման հուսա- լիություն. ներդրումների առաջնահերթության որոշում Մշակել/ընդունել էլեկտրահաղորդման ակտիվներում ներդրումների առաջնահերթության որոշման մեթոդաբանություն • Երկարաժամկետ. ռիսկի ամբողջական գնահատում՝ հիմնվելով համակարգի յուրաքանչյուր ակտիվի վիճակի վերաբերյալ մանրամասն, բաղադրիչների մակարդակով տեղեկատվության վրա: Խոշոր ինժեներական նախաձեռնություն • Կարճաժամկետ. հիմնական ռիսկի գնահատում՝ հիմնվելով առկա տվյալների վրա: Կարող է ստեղծվել “Ռիսկի ինդեքս”` հիմնվելով ստորև նշված ցուցանիշների գնահատման վրա.  Խափանման հետևանքներ (ԽՀե). որքան բարձր է արժեքն, այնքան ավելի մեծ ազդեցություն վերջնական սպառողների վրա  Խափանման հավանականություն (ԽՀա). որքան բարձր է արժեքն, այնքան ավելի մեծ է խափանման հավանականությունը Ինդեքսը հիմնված է ակտիվների վերաբերյալ հետևյալ տեղեկությունների վրա՝ ‐ ակտիվի տարիքը՝ նրա օգտակար գործողության ժամկետի համեմատությամբ ‐ վերջին հինգ տարիների ընթցքում ակտիվի անջատումների քանակը և ‐ վերջին հինգ տարիների ընթցքում ակտիվի անջատումների տևողությունը 28 Լուծումներ՝ Էլեկտրամատակարարման հուսալիություն. Ռիսկի ինդեքս Ռիսկի ինդեքսը (ՌԻ) կարող է հարմարեցվել առկա տվյալներին՝ ներդրումների առաջնահերթությունները որոշելու նպատակով Ռիսկի ինդեքսը հաշվարկվում է որպես Խափանման հավանականության (ԽՀա) և Խափանման հետևանքների (ԽՀե) արտադրյալ. 1. ԽՀա հաշվարկվում է՝ յուրաքանչյուր ակտիվ գնահատելով երեք ցուցանիշների միջինի հիման վրա՝ − մնացյալ կյանքը %-ով − անջատումների քանակը 2008-2013թթ. − անջատումների տևողությունը 2008-2013թթ. 2. ԽՀե-ն համակարգի ակտիվի խափանման հետևանքների քանակական գնահատակն է ԽՀե x ԽՀա = Ռիսկի ինդեքս Գնահա- Մնացյալ Գնահա- Անջատումների Գնահա- Անջատումների Գնահա- Ակտիվի դաս տական կյանքը %-ով տական քանակ տական տևողություն տական (րոպե) Ենթակայաններ արտադրող 5 <20% 5 կայաններում 51+ 5 1,441+ 5 21-40% 4 Հիմնական գծեր արտադրող 4 31-50 4 61-1,440 կայաններից 4 41-60% 3 Երկրորդային գծեր 3 11-30 3 11-60 3 արտադրող կայաններից 61-80% 2 1-10 2 1-10 2 Ենթակայաններ և այլ 220 կՎ 2 >80% 1 գծեր 0 1 0 1 Ենթակայաններ և այլ 110 կՎ 1 գծեր 29 Լուծումներ՝ Էլեկտրամատակարարման հուսալիություն. 110 կՎ գծեր  7 էլեկտրահաղորդման գծեր ունեն հիմնանորոգման առաջնահերթ կարիք, որոնց ընդհանուր ներդրումային արժեքը կազմում է 16 մլն ԱՄՆ դոլար  Այս գծերը սպասարկում են արտադրող կայանները, որոնց խափանումը կարող է դառնալ ընդհանուր համակարգային անջատումների պատճառ Էլ. գիծ Առաջնահեր- Երկարու- Արժեք Ֆինանսավորման Էջմիածին և թության դաս թյուն (կմ) կարգավիճակ Շահումյան-2 գծերը վճռորոշ են Սևան 2 10 $1.0 Ապահովված չէ ՀԱԷԿ հուսալիության և Էջմիածին 3 24 $3.3 Ապահովված չէ անվտանգության Շահումյան-2 5 33 $3.0 Ապահովված չէ համար Կարմիր-2 6 10 $0.7 Ապահովված չէ Բջնի 7 25 $3.8 Ապահովված չէ Շահումյան-1 7 14 $3.0 Ապահովված չէ Բջնի և Շահումյան- 1 գծերը նունպես Կարմիր-1 12 10 $1.0 Ապահովված չէ սպասարկում են ՀԱԷԿ-ը ԸՆդհանուր 126 $16 30 Լուծումներ՝ Էլեկտրամատակարարման հուսալիություն. ենթակայաններ ՀԱԷԿ-ի ենթակայանն ունի հիմնանորոգման ամենաառաջնային կարիքը Մեծամորի Ենթակայան Առաջ- կՎ Ֆինանսա- Ենթակայան Առաջ- կՎ Ֆինանսա ենթակայա- նահեր- վորման նահեր- վորման նում 1997թ- թությա կարգա- թության կարգա- ից հիմնանոր. ն դաս վիճակ դաս վիճակ աշխատանք- ներ չեն Մեծամոր 1 110/22 Ապահով- Զովունի 10 220 ԷՀՎԾ կատարվել 0 ված չէ Մարաշ 10 220 ԷՀՎԾ Երևանի 1 110/22 ԷՀՑԲԾ Չարենցավան 10 220 ԷՄՀԾ Երևանի ՋԷԿ/ՀՑԳՏ 0 ԼՖ ՋԷԿ-ի՝ էլեկտրահաղ Հաղթանակ 4 220 ԷՄՀԾ ԼՖ Արարատ-2 10 220 ԷՀՎԾ որդման Լիճք 8 220 ԷՀՎԾ Աշնակ 10 220 ԷՀՎԾ ցանցին միանում է Շահումյան-2 8 220 ԷՀՎԾ Ագարակ-2 13 220 ԷՀՎԾ ենթակայանի Վանաձոր-1 8 220 ԷՀՑԲԾ միայն 110կՎ  Առկա պահուստային կառավարման մասով Եղեգնաձոր 8 220 ԷՀՎԾ կենտրոնը շահագործման համար պիտանի չէ ստորգետնյա ջրերի Շինուհայր 8 220 ԷՀՎԾ պատճառով ԷՀՑԲԾ՝ Էլեկտրահաղորդման ցանցի բարելավման ծրագիր (ՀԲ)  Հայաստանը ներկայուսմ չունի գործող ԷՄՀԾ ԼՖ՝ Էլեկտրամատակարարման հուսալիության ծրագրի պահուստային կառավարման կենտրոն Լրացուցիչ ֆինանսավորում (ՀԲ) արտակարգ իրավիճակների համար ԷՀՎԾ՝ Էլեկտրաէներգիայի հաղորդման վերականգնման ծրագիր (ԱԶԲ) 31 Մարտահրավեր Էլեկտրաէներգիայի և գազի աճող սակագներ Թիրախավորված աջակցության Լուծումներ տրամադրում ԱԸՆԾ միջոցով Էլեկտրաէներգիայի և գազի սուբսիդավորման տարբերակի որոշում Հետագա Թիրախավորման բարելավում աղքատության գնահատման բանաձևի բարելավման միջոցով հիմնական քայլերը Էներգախնայողական միջոցառումների ընդլայնում բնակչության շրջանում 32 Մարտահրավեր #3՝ Մատչելիություն  Էլեկտրաէներգիայի վրա ծախսերի բաժինը ընդհանուր ծախսների մեջ գնահատվում է 10%, որը համարվում է էներգետիկ աղքատություն  2013թ. գազի և էլեկտրաէներգիայի սակագների բարձրացման հետևանքով աղքատությունը աճել է 3% Էլեկտրաէներգիայի վրա ծախսերի բաժնի աճը ամենաբարձրն էր աղքատների համար՝ 13.6% Առանց 2011 թվականից Կառավարության կողմից գազի սակագնի սուբսիդավորման աղքատների շրջանում էլետրաէներգիայի վրա ծախսերի բաժինը կկազմեր 15.7% 2011թ. ապրիլից ԱԸՆԾ-ում գրանցված ընտանիքները, որոնք ունեցել են զրոյից բարձրա աղքատության գնահատական, վճարել են իջեցված սակագնով՝ 100 ՀՀԴ/մ3 սպառված առաջին 300մ3 համար *Էներգետիկ/էլեկտրաէներգետիկ աղքատությունը վերաբերում է այն տնային տնտեսություններին, որոնք էներգիայի կամ էլեկտրաէներգիայի վրա ծախսում են իրենց բյուջեի ավելի քան 10%-ը 33 Մարտահրավեր #3՝ Մատչելիություն Գազով ջեռուցման բաժինը նվազում է, մինչդեռ աճում է վառելափայտով ջեռուցման բաժինը - Գազով ջեռուցումը կարող է էլ ավելի կրճատվել՝ հաշվի առնելով գազի սակագնի բարձրացումը 2013թ. - Էլեկտրաէներգիայով ջեռուցումը չի կարող փոխարինել գազով ջեռուցմանը, քանի որ այն 2 անգամ ավելի թանկ է - Ջեռուցման նպատակով վառելափայտի օգտագործման ավելացումն ունի երկարաժամկետ բացասական հետևանքներ՝ (ա) առողջության համար՝ հաշվի առնելով թունավորումների և ինքնաշեն ջեռուցիչների պատճառով պատահարների բարձր հավանականությունը (բ) անտառների համար, որոնք ծածկում են Հայաստանի տարածքի միայն 9%-ը: Ջեռուցման աղբյուրները 34 Մարտահրավեր #3: Մատչելիություն: Որակական հարցման արդյունքներ Աղքատ ընտանիքները դժվարանում են ապահովել բավարար ջեռուցում 2013/2014 ջեռուցման սեզոնների ընթացքում ջեռուցման վերաբերյալ իրականացված որակական հարցման արդյունքները ցույց են տալիս, որ - ԸՆ շահառուները նշել են գազը փայտով փոխարինելու մասին ավելի քան 300մ3 գազ սպառելուց խուսափելու նպատակով, որը հանդիսանում է ԸՆԾ-ում ընդգրկվելու շեմ: Այս տնային տնտեսությունների համար էներգիայի վրա ծախսերը կարող են թերագնահատվել, եթե հաշվի չառնվի վառելափայտի վրա ծախսը: - ԸՆ շահառուները նշել են ջեռուցման սեզոնի ընթացքում էներգիայի համար տրվող օգնության գումարն ամբողջությամբ օգտագործելու մասին: - Աղքատ տնային տնտեսությունները նշել են առողջապահության և երեխաների կրթության վրա ծախսերը կրճատելու մասին էներգիայի գնի բարձրացումը հաղթահարելու նպատակով: Որոշները նաև նշել են հին կահույքն ու հագուստն այրելու մասին, երբ վառելափայտը նրանց մատչելի չի եղել: - Գոմաղբը էներգիայի՝ վերջին աղբյուրն է, որի օգտագործումն աճում է գյուղական տարածքներում: - Աղքատ տնային տնտեսությունները նշել են, որ իրենք այլևս չեն կարող կրճատել էներգիայի սպառումը առանց առողջության լուրջ վնաս հասցնելու: 35 Մարտահրավեր #3՝ Մատչելիություն Սակագնի մեծ բարձրացումներ տեղի կունենա՝  2016թ.-ին, որովհետև ՀԱԷԿ-ին մեկ տարով փոխարինելու նպատակով անհրաժեշտ կլինի շահագործել ամենաբարձր ինքնարժեքով Հրազդանի ՋԷԿ-ը  2020թ.-ին էլեկտրամատակարարման բոլոր տարբերակների դեպքում՝ հաշվի առնելով նոր գազային ՀՑԳՏ-ի արժեքը  2026թ.-ին էլեկտրամատակարարման բոլոր տարբերակների դեպքում՝ հաշվի առնելով նոր արտադրական հզորությունների արժեքը Բնակչության սակագները կլինեն ամենացածրը “ՋԷԿ-ի” սցենարի դեպքում 2013թ. միջին սակագին *Բոլոր սակագները 2013թ. գներով են * Սակագները հաշվարկվել են սահմանային ծախսերի վրա հիմնված մեթոդաբանությամբ. Իրանի հետ փոխանակումը ներառվել է սակագների կանխատեսման մեջ 36 Մարտահրավեր #3՝ Մատչելիություն “ՋԷԿ-ի” սցենարը կունենա ամենափոքր ազդեցությունն աղքատության վրա Բոլոր ներդրումային սցենարների ներքո 2016թ.-ին սակագներն աղքատությունը կավելացնեն 2.8%- ով`՝ հաշվի առնելով այն, որ ՀԱԷԿ- ին մեկ տարով փոխարինելու ամենաբարձր ինքնարժեքով Հրազդանի ՋԷԿ-ը 2026թ.-ին “ՋԷԿ-ի” սցենարը աղքատությունը կավելացնի միայն 0.7%-ով, մինչդեռ “Խոշոր ԱԷԿ+ՎԷ”՝ 3.2%-ով Նշում. Սակագները հաշվարկվել են՝ ենթադրելով բոլոր ներդրումների առևտրային ֆինանսավորումը, քանի որ պետական պարտքի կայունության տեսանկյունից պետական ֆինանսավորումն իրատեսական չէ Նշում. Բոլոր մյուս սցենարների ազդեցություններն ընկնում են “ՋԷԿ”(ՆԾՊ) և “Խոշոր ԱԷԿ+ՎԷ” (ամենաբարձր ինքնարժեք) տարբերակների միջև 37 Լուծումներ՝ Մատչելիություն. փոխզիջումներ Սուբսիդիաների տրամադրման մեխանիզմն ընտրելիս հաշվի են առնվում ծածկույթը, թիրախավորումը և ֆիսկալ փոխզիջումները Առավելություններ Թերություններ Նվազեցված սակագին • Բավական լավ • Սահմանափակ ծածկույթ՝ աղքատների գործող ԱԸՆԾ թիրախավորում (շահառու միայն 16%-ը և բնակչության 10%-ը շրջանակում տնային տնտեսությունների • Էներգախնայողության և պահպանման 53%-ն աղքատ է) խթանների բացակայություն • Ցածր վարչական ծախսեր • Էլեկտրաէներգիայի պարագայում • Աղքատների էլեկտրաէներգիայի վրա ծախսերի պաշտպանությանն ուղղված կրճատման միջոցով նպաստների կոնկրետ միջոցառման տրամադրման հիմնավորման հասարակական ընկալումը բացակայություն Լրացուցիչ կանխիկ • Լրացուցիչ վարչական • Աղքատների սահմանափակ ծածկույթ (16%) նպաստներ ԱԸՆԾ ծախսերի բացակայություն • Հորիզոնական անհավասարության աճ նպաստառուներին • Ավելի արդյունավետ, քան ԱԸՆԾ-ում ընդգրկված և չընդգրկված էլեկտրաէներգիայի համար աղքատների միջև բնեղեն ձևով վճարվող • Կարող է ընկալվել որպես նպաստի սուբսիդիան ավելացում և ոչ էներգետիկ նպատակներով (կա ճիշտ հաղորդման կարիք) Կանխին տրանսֆերներ  Ավելի լայն ծածկույթ, քան • Թիրախների ընտրության տվյալների բազայում ԱԸՆԾ-ինը (բնակչության արդյունավետությունը հայտնի չէ. առկա բոլոր նրանց, 14% 2012թ.) հավանաբար ավելի ցածր է, քան ԱԸՆԾ-ում որոնց աղքատության գնահատականը >0 38 Լուծումներ՝ Մատչելիություն. Տարբերակների նկարագիր Աղքատների համար մատչելիությունը կախված է լինելու նպաստների հաշվարկման մեթոդաբանությունից Նպատակ Նկարագիր Մեկ մեծահասակի Միջին տարեկան հաշվով տարեկան նպաստ ծախսի համարժեք Տարբերակ 1. Նպաստը հաշվարկվում է այն չափով, 5880 ՀՀԴ 19400 ՀՀԴ Սակագնի որ տնային տնտեսություններին թույլ (9500 էլեկտրաէն. + 9900 յուրաքանչյուր տա պահպանել սպառման նույն (2880 գազ գազ) բարձրացման մեղմում մակարդակը՝ չնայած գնի աճին & 3000 (վերլուծության մեջ էլեկտրաէներգիա) (ԱԸՆԾ միջին տարեկան օգտագործվել է 2013 Փորձ չի անում մեղմելու առկա տրանսֆերի 5%) թվականը) էներգետիկ զրկանքը /աղքատությունը Տարվերակ 2. Էներգիայի վրա 2-րդ ամենացածր և 10000 ՀՀԴ 32600 ՀՀԴ 1-ին և 2-րդ ամենացածր քվինտիլների մեդիանային (9900 էլեկտրաէն. + քվինտիլների միջև ծախսերի միջև ճեղքվածքը փակելու 22700 գազ) (5000 գազ սպառման ճեղքվածքի համար անհրաժեշտ գումար՝ փակում ենթադրելով, որ 2-րդ քվինտիլը & 3000 (ԱԸՆԾ միջին տարեկան նույնքան էներգետիկ աղքատ չէ էլեկտրաէներգիա) տրանսֆերի 9%) Տարբերակ 3. Նպաստը հաշվարկվում է՝ ելնելով Պահանջում է էներգասպառման ստանդարտացված Էներգիայի տնային տնտեսությունների մակարդակների լրացուցիչ հետազոտում նվազագույն անդամների թվից, տան չափերից, կարիքների տարածաշրջանից և այլն բավարարում 39 Լուծումներ՝ Մատչելիություն. կարճաժամկետ տարբերակներ և ֆիսկալ ծախսեր Թիրախավորման գործող մեխանիզմի ծածկույթում կարող են ընդգրկվել աղքատների միայն 16-25%-ը, որի տարեկան ծախսը կազմում է տարեկան ՀՆԱ-ի 0.05%-0.08% Տարբերակ 1-ի (սակագնի ազդեցության մեզմում) և Տարբերակ 2-ի (քվինտիլ 1-ի և քվինտիլ 2-ի միջև ճեղքվածքի փակում) արժեքները նույնն են էլեկտրաէներգիայի համար, իսկ գազի համար Տարբերակ 2-ը կլինի ավելի թանկ: Ծածկույթը և ծախսերը տարբերակ 1 և 2-ի դեպքում 40 Լուծումներ՝ Մատչելիություն. Միջնաժամկետ փոխհատուցման տարբերակներ և ֆիսկալ ծախսեր Ավելի մեծ թվով տնային տնտեսությունների ծածկույթը կպահանջի թիրախա- վորման համակարգի բարելավում Թիրախավորման բարելավումը կպահանջի՝ -Աղքատության գնահատման նոր բանաձև, որն օգտագործում է տնային տնտեսությունների կազմի և առանձնահատկությունների, վերստուգելի ծախսերի և եկամուտների վերաբերյալ տեղեկատվությունը տնային տնտեսությունների՝ եկամուտների կոնկրետ շեմին գտնվելու հավանականությունը ստանալու նպատակով -Բարեկեցության կենտրոններում ընդարձակ փորձարկում և սերտ մոնիտորինգ իրականացման ընթացքում Բարելավված բանաձևի թիրախավորման ճշգրտությունն ավելի բարձր է Նոր բանաձևով աղքատների 40% ծածկույթի արժեքը կազմում է ՀՆԱ-ի 0.09%-ը ՝ համեմատած ԱԸՆԾ գործող թիրախավորման մեխանիզմի շրջանակում աղքատների 21% ծածկույթի հետ, որի արժեքը կազմում է ՀՆԱ-ի 0.07%: 41 Սակագների՝ ծախսածածկող մակարդակից հաճախ հետ մնալը Էլեկտրաէներգետիկական ոլորտի ակտիվների Մարտահրավերներ վաճառք ուղղակի բանակցությունների միջոցով Հաղորդակցումը հասարակության հետ Սակագները մշտապես պահպանել ծախսածածկող մակարդակի վրա Էլեկտրաէներգետիկ ոլորտի ակտիվները Լուծումներ վաճառել մրցակցային սակարկությունների միջոցով Բարելավել էլեկտրաէներգետիկ խնդիրների շուրջ երկխոսության արդյունավետությունը հասարակության հետ 42 Մարտահրավեր #4՝ Կառավարման վատթարացում Սխալ ֆինանսական կառավարում Պետական էլեկտրաէներգետիկական ընկերությունները գտնվում են ֆինանսական ծանր վիճակում: 24 մլրդ ՀՀ դրամի չափով ֆինանսական պարտավորություններ և կրեդիտորական պարտքեր (նրանց ընդհանուր հասույթի 27%-ը) Պետական էլեկտրաէներգետիկական ընկերության ֆինանսական վիճակը վատթարացել է հետևյալ պատճառներով. Ցածր սակագներ: Կառավարությունը փորձել է մեղմել գազի գնի բարձրացումների ազդեցությունը վերջնական օգտագործողների համար էլեկտրաէներգիայի սակագների վրա՝ նշանակալի չափով կրճատելով շահագործման և պահպանության ծախսերը և ըստ էության սակագնի հաշվարկից հանելով թույլատրելի շահույթի մեծությունն ու մաշվածությունը: “Կենսական օժանդակություն” չաշխատող քիմիական գործարաններին: Կառավարությունը պետական էլեկտրաէներգետիկական ընկերությունների գումարներն օգտագործել է Նաիրիտի և Վանաձորի քիմիական գործարանների աշխատողների աշխատավարձերը վճարելու նպատակով: Էլեկտրաէներգետիկական ոլորտի հանդեպ այդ քիմիական գործարանների ունեցած ընդհանուր պարտքը գնահատվում է 22 մլրդ ՀՀ դրամ: Աղքատների համար գազի սուբսիդիայի ֆինանսավորում: Պետական էլեկտրաէներգետիկական ոլորտի ընկերություններին հանձնարարվել է ֆինանսավորել աղքատների համար 1.1մլրդ ՀՀ դրամ գումարի չափով գազի սուբսիդիան: Ոչ հիմնական գործունեության հետ կապված ակտիվների ֆինանսավորումը: Էլեկտրաէներգետիկական ոլորտն իր հաշվեկշռի վրա կրում է կառավարության պաշտոնական ընդունելությունների համար օգտագործվող խոշոր կենտրոնը և վճարում դրա շահագործման և կապիտալ վերանորոգման համար: 43 Մարտահրավեր #4՝ Կառավարման վատթարացում. սակագներ Վերջին տարիներին սակագները հաճախ ծախսածածկման մակարդակից ցածր են եղել 2009-2013թթ. Էլեկտրաէներգիայի սակագները ամբողջական ծախսածածկում չեն ապահովել.  0-ան կամ նվազեցված ամորտիզացիա որոշ պետական ընկերությունների համար վերջնական սպառողական սակագների աճը մեղմելու նպատակով Սակագներ, ներառյալ ԱԱՀ Ապրիլ 1, Հոկտ 1, Ապրիլ 1, Ապրիլ 1, Ապրիլ 1, Հուլիս 7, Օգոս. 1, (ՀՀԴ/կՎտժ) 2009 2009-09 2010 2011 2012 2013 2014 ԲԷՑ 1.1 0.4 0.9 1.0 0.4 1.3 1.6 Վորոտան 1.7 1.2 2.2 5.3 5.7 9.5 9.4  ՀԱԷԿ շահագործումից հանման հիմնադրամին աննշան հատկացումներ են արվել: ՀԱԷԿ շահագործումից հանման հիմնադրամում կուտակվել է շուրջ 7մլն ԱՄՆ դոլար, մինչդեռ 2026թ. սկսած պահանջվելու է շուրջ 350 մլն ԱՄՆ դոլար*:  Բաշխիչ ընկերության (Հայաստանի էլեկտրական ցանցեր՝ ՀԷՑ) շահութաբերության նվազման պատճառներն են.  ծախսերի անսպասելի մեծ աճը ՀԱԷԿ-ի սովորականից ավելի երկար պահպանման աշխատանքների և Հրազդանի ՋԷԿ-ից զգալիորեն ավելի թանկ փոխարինող էլեկտրաէներգիա գնելու անհրաժեշտության պատճառով  անփոփոխ սակագները վերջնական օգտագործողների համար  Շահութաբերության նվազումը բացասական ֆինանսական հետևանքներ ունեցավ ՀԷՑ-ի համար և կարող է վտանգել էլեկտրամատակարարման հուսալիությունը.  ՀԷՑ-ի կապիտալ ներդրումները կրճատվել են 2009թ. 28 մլրդ ՀՀ դրամից մինչև 2012թ. 8 մլրդ ՀՀ դրամը  ՀԷՑ-ի զուտ շահույթի մարժան նվազել է 2010թ. 3.2%-ից մինչև 2012թ. բացասական 9.2% տոկոսը 44 Մարտահրավեր #4: Կառավարման վատթարացում: Որոտանի վաճառքը և ֆինանսական կառավարումը  Որոտանի հիդրոէլեկտրակայանների կասկադի վաճառքն ուղղակի բանակցությունների միջոցով  Անշրջահայաց ֆինանսական կառավարման որոշումներ որոշ պետական ընկերություններում Որոտանի վաճառքը կարող էր իրականացվել մրցակցային սակարկությունների միջոցով՝ օգուտները մաքսիմալացնելու նպատակով  Հայաստանի կառավարությունը ստացել է 180 մլն ԱՄՆ դոլար 404ՄՎտ հզորության Որոտանի կասկադի համար: Սա հավասար է 450000 ԱՄՆ դոլարի մեկ ՄՎտ տեղադրված հզորության համար:  Հայաստանի կառավարության նպատակներից մեկը խիստ անհրաժեշտ հիմնանորոգման համար մասնավոր ներդրումների ներգրավումն էր: Կառավարությունը արդեն իսկ ստացել էր 50 մլն եվրոյի չափով վարկ KfW-ից  Հայաստանի կառավարության նպատակներից էր արդյունավետությունը բարձրացնելու նպատակով փորձառու մասնավոր օպերատորի ներգրավումը: Նոր մասնավոր օպերատորը (Contour Global) ներկայումս շահագործում է երկու հիդրոէլեկտրակայաններ Բրազիլիայում, որոնց տեղադրված հզորությունը հավասար է 40ՄՎտ*: Որոտանը շահագործվել է կոմպետենտ թիմի կողմից առանց խոշոր պատահարների:  Հայաստանի կառավարությունը շատ սահմանափակ տեղեկատվություն է բացահայտել հանրությանը: Անշրջահայաց ֆինանսական կառավարման որոշումներ  ԲԷՑ-ն առևտրային վարկեր է վերցրել, որոնք տրամադրել է Որոտանի կասկադին և Երևանի ՋԷԿ-ին: Եղել են դեպքեր, երբ ԲԷՑ-ը կարճաժամկետ առևտրային վարկեր է ստանձնել, որոնք տրամադրել է Որոտանի կասկադին և Երևանի ՋԷԿ-ին, որովհետև վերջիններիս չէնի կարող փոխառություն անել թույլ ֆինանսական վիճակի պատճառով:  ԲԷՑ-ն օգտագործվել է իր հիմնական գործության մաս չկազմող ծրագիր իրականացնելու նպատակով: ԲԷՑ-ն օգտագործվել է որպես դեպի Իրան նոր գազամուղի շինարարություն իրականացնող մարմին և 2012թ. տուգանվել 5 մլն ԱՄՆ դոլարի չափով գազամուղի կառուցման ծրագրի ոչ ճիշտ հարկային հաշվապության վարման համար, ինչը էական ազդեցություն ունեցավ նրա ֆինանսական վիճակի վրա:  Ահռելի ոչ պրոֆիլաին ծախսեր: Նաիրիտի 400 միլիոնի հասնող աշխատավարձների ֆինանսավորում Վորոտանի հաշվին * Countour Global web-site, http://www.contourglobal.com/portfolio#, accessed on August 10, 2014 45 Մարտահրավեր #4: Կառավարման վատթարացում: Հաղորդակցում Էլեկտրաէներգետիկ որոլտի հիմնախնդիրների մասին մասնակի տեղեկատվության տրամադրում և ոչ արդյունավետ քննարկում  Սահմանափակ երկխոսություն կամ բաց քննարկումներ որոլտի կոնկրետ խնդիրների վերաբերյալ շահառուների ավելի լայն շրջանակի հետ: Բավարար պարզաբանումներ և տեղեկատվություն չեն տրամադրվել գլխավոր շահառուներին և հանրությանը. (ա) 2013թ. դեկտեմբերին Ռուսաստանի հետ ստորագրված նոր գազային պայմանագրերի, (բ) Որոտանի կասկադի վաճառքի, և (գ) Հայաստանի համար Իրանի հետ էլեկտրաէներգիա գազի դիմաց փոխանակման օգուտների մասին:  Էլեկտրաէներգիայի սակագները վերանայելու վերաբերյալ հիմնավորումները արդյունավետ կերպով չեն հաղորդվում հանրությանը: Էլեկտրաէներգիայի սակագնի վերջին բարձրացման պատճառների վերաբերյալ հանրության մոտ սխալ ընկալումներ էին ձևավորվել: Էլեկտրաէներգետիկ ոլորտի ծրագրերին և բարեփոխումներին հանրության սահմանափակ աջակցություն  Ուժեղ և աճող քաղաքական և սոցիալական ընդդիմություն սակագների արդարացված բարձրացմանը  Հանրության կասկածամտությունը ընթացիկ և նոր ներդրումների վերաբերյալ, որոնք ուղղված են պատշաճ էլեկտրամատակարարման ապահովմանը և հուսալիության բարձրացմանը: 46 Լուծումներ: Կառավարում: Ծախսածածկող սակագներ և մրցակցային վաճառքներ  Սակագները մշտապես պահպանել ծախսերն ամբողջությամբ ծածկող մակարդակի վրա  Ակտիվները մասնավորեցնել բաց և թափանցիկ մրցակցային սակարկությունների միջոցով  Մշտապես իրականացնել կայուն ֆինանսական կառավարում պետական էլեկտրաէներգետիկ ընկերություններում Սակագները ծախսածածկող մակարդակին պահելն անհրաժեշտ է՝  Բավարար եկամուտ ապահովել ոլորտի ընկերություններին հուսալի էլեկտրամատակարարման ապահովման նպատակով անհրաժեշտ կապիտալ ներդրումների և շահագործման ու պահպանման ծախսերի ֆինանսավորման համար  Տնտեսապես արդյունավետ սպառում ապահովելու համար՝ վերջնական օգտագործողներին ուղարկելով ճիշտ գնային ազդակներ Բաց և թափանցիկ մրցակցային սակարկությունները դիտարկել որպես էներգետիկ ակտիվների վաճառքի նախընտրելի մոտեցում, որովհետև՝  էլեկտրաէներգետիկ ոլորտի իրավական և կարգավորման դաշտը նպաստավոր է մասնավոր ներդրումների համար  Հայաստանի կառավարությունը կարող է մաքսիմալացնել ակտիվների վաճառքից ստացվող եկամուտը  Հայաստանի կառավարությունը կներգրավի փորձառու օպերատորների, որոնք կարող են բարելավել կառավարումը և բարձրացնել արդյունավետությունը Դադարեցնել որոշ պետական էլեկտրաէներգետիկ ընկերությունների՝ այլոց վարկավորելու նպատակով վարկեր վերցնելու պրակտիկան: 47 Լուծումներ: Կառավարում: Հաղորդակցման բարելավում Տեղեկատվության տրամադրման և իրազեկման բարելավումը կարող է ապահովել հանրության աջակցությունը Հանրային իրազեկման բարելավման գլխավոր նախապայմաններն են.  Կոնսենսուսի ձևավորման նպատակ հետապնդող պրոակտիվ հաղորդակցման պլանի, կարևոր տեղեկատվության և դրա դիրքավորման մշակում, գլխավոր լսարանի և համապատասխան ալիքների ընտրություն հարթ իրականացման նպատակով  Ոլորտի ամենավճռորոշ խնդիրների, այդ թվում բավարար երկարաժամկետում բավարար էլեկտրամատակարարման մարտահրավերների և դրանց լուծման նպատակով անհրաժեշտ և սակագների բարձրացում պահանջող խոշոր ներդրումների վերաբերյալ աստիճանական հանրային իրազեկում 48 49 Հապավումներ ՀՀԴ Հայկական դրամ ՆԾՊ Նվազագույն ծախսերով պլան ՀԱԷԿ Հայաստանի ատոմային էլեկտրակայան ԵՄԼԾ Երկարաժամկետ միջին լրացուցիչ ծախս ՄԽՄ Միլիարդ խորանարդ մետր ՄՎտ Մեգավատ ՀՑԳՏ Համակցված ցիկլով գազային տուրբին ԱԷԿ Ատոմային էլեկտրակայան ՉՄԷ Չինաստանի միջուկային էներգիա ԶՆԱ Զուտ ներկա արժեք ԽՀե Խափանման հետևանք ՕԷԳ Օդային էլեկտրահաղորդման գիծ ՍԳԻ Սպառողական գների ինդեքս ԽՀա Խափանման հավանականություն ԷԽ Էներգախնայողություն ՆՄԹ Ներկայացուցչական միջինների թեստ ՀԷՑ Հայաստանի էլեկտրական ցանցեր ՖՎ Ֆոտովոլտայիկ ԸՆԾ Ընտանեկան նպաստի ծրագիր ՎԷ Վերականգնվող էներգիա ՀՆԱ Համախառն ներքին արդյունք ՊՀ Պահուստային հզորություններ ԳՎտժ Գիգավատ-ժամ ԳՀ Գետի հուն ՀԷԿ Հիդրոէլեկտրակայան ՀԽՄ Հազար խորանարդ մետր ԲԷՑ Բարձրավոլտ էլեկտրական ցանց ՋԷԿ Ջերմային էլեկտրակայան կՎ Կիլովոլտ ԿՋՄԿ Կեղտաջրերի մաքրման կայան կՎտժ Կիլովատ-ժամ 50 Հավելված 1. Կառավարության նպատակները Նկարագրում է ՀՀ կառավարության` Հայաստանի զարգացման Էներգետիկայի ոլորտի տնտեսական աճի, ռազմավարություն (ՀԶՌ). զարգացման աղքատության կրճատման և ազգային 2014-2025թթ. ռազմավարություն (2005) անվտանգության ռազմավարական նպատակները Էներգետիկ անվտանգության ազգային հայեցակարգ Սահմանում է (2013թ.) էներգետիկայի ոլորտի նպատակներն ու առաջնահերթությունները Նպատակները Էներգետիկայի ոլորտում. i. էլենգիային անխափան մատակարարում ii. սպառողների բազային կարիքների բավարարում՝ մատչելի գներ, հուսալի էլեկտրամատակարարում և էներգախնայողություն iii. էներգիայի ներմուծման տնտեսական էֆեկտների մինիմալացում iv. ՀԱԷԿ անվտանգ շահագործում մինչև նոր ԱԷԿ-ով փոխարինումը v. շրջակա միջավայրի տեսանկյունից կենսունակ Շեշտում է էներգամատակարարում ենթակառուցվածք vi. ֆինանսապես կայուն էներգահամակարգի ստեղծում ներում vii. արտահանման կողմնորոշմամբ և տնտեսապես արդյունավետ ներդրումների էլեկտրաէներգետիկական համակարգի պահպանումն ու հետագա զարգացումը կարևորությունը 51 Հավելված 1. Կառավարության նպատակները, շարունակություն Էներգետիկայի ոլորտի ԷԲՊՆ Էներգախնայողության և Էներգետիկ զարգացման Գործողությունների վերականգնվող անվտանգության ազգային ռազմավարություն (2005) էներգետիկայի ազգային հայեցակարգ (2013թ.) ծրագիր (2007) ծրագիր (2007) Քաղաքականության ուղղությունն ու կոնկրետ միջոցառումները 1. Էներգետիկայի 2. Սեփական ռեսուրսների 3. ՀԱԷԿ անվտանգ 4. Էներգամատակարարման անվտանգության արդյունավետ շահագործում և նոր ԱԷԿ դիվերսիֆիկացում և համակարգի մշակում. օգտագործում. կառուցում. տարածաշրջանային • ՎԷ ռեսուրսների • Ավարտել ՀԱԷԿ ինտեգրացիա. • Բացահայտել օգտագործման անվտանգության • Գազի պահեստարան էներգետիկ ավելացում բարձրացման • Նավթի պահուստների անվտանգության աշխատանքները և • ԷԽ խթանում կուտակում սպառնալիքները պահպանել շահագործման • Կենսավառելիքի և • Հայաստան-Իրան և • Բարելավել անվտանգությունը Հայաստան-Վրաստան վառելիքի հնարավոր ինստիտուցիոնալ և այլընտրանքների • ՀԱԷԿ-ի շահագործումից 400/500 կՎ իրավական հիմքերը ուսումնասիրում հանում, նոր ԱԷԿ-ի էլեկտրահաղորդման • Էներգիայի տեխնիկատնտեսական գծեր • Հանածո վառելիքի նոր շուկաների ուսուսումնասիրություն, • Ինտեգրում ԱՊՀ հանքավայրերի նախագծում և էներգետիկ շուկային, աստիճական որոնում շահագործման հանձնում էլեկտրաէներգիային ազատականացում • Ներմուծման դիվերսիֆիկացիա տարածաշրջանային շուկաներին 6. Ապահովել էներգետիկ անվտանգությունը 5. Ապահովել ոլորտի ֆինանսական կայունություն և արտակարգ իրավիճակներում և պատերազմի տնտեսական արդյունավետություն ժամանակ 52 Հավելված 2. Էլեկտրաէներգետիկայի ոլորտի նկարագիր 2010-2013թթ. ներքին սպառման միջին տարեկան աճը կազմել է 2% Էլեկտրաէներգիայի սպառումն ըստ սպառողների, 2008- 2013թթ. Արտադրություն (2013) Տեղադրման 3500 հզորություն (ՄՎտ) 2600 (Ամռանը բարձր հզորությունը Մատչելի հզորություն. պայմանավորված է ամառ (ՄՎտ) հիդրոէներգիայի մեծ հզորությունների առկայություն) Մատչելի հզորություն. 1900 ձմեռ (ՄՎտ) Բեռնվածության կառուցվածք (2013) Սպառում (2013) Ընդհանուր սպառում (ԳՎտժ) 5267 Ամառվա պիկային պահանջարկ (ՄՎՏժ) 960 Ամառվա պիկային պահանջարկ (ՄՎՏժ) 1520 * Ճշգրտված է 2013թ. անսովոր ցուրտ ձմեռված համար 53 Հավելված 2. Ընդհանուր նկարագիր. Էլեկտրաէներգիայի և գազի սակագներ  Գազի և էլեկտրաէներգիայի սակագները գտնվում են կարճաժամկետ ծախսածածկման մակարդակի վրա  2010-2013թթ. բնակչության համար էլեկտրաէներգիայի և գազի սակագները աճեցին 29%-ով - Գազի սակագներն աճեցին Ռուսաստանից ներմուծվող գազի՝ սահմանին գնի բարձրացման պատճառով - Էլեկտրաէներգիային սակագներն աճեցին, քանի որ էլեկտրաէներգիայի արտադրության 30%-ը հիմնված գազի վրա - Էլեկտրաէներգիայի սակագները տարբերակված են ըստ լարման մակարդակների և օրվա ընթացքում օգտագործման ժամանակի Էլեկտրաէն. սակագներ Ցերեկ Գիշեր (ՀՀԴ/կՎտժ) Բնակչություն 38 28 0.4 կՎ 38 28 6 (10) կՎ 35 25 35+ կՎ 29 25 Գազի սակագներ (ՀՀԴ կամ ԱՄՆ դոլար /մ3) Փոքր սպառողներ (մինչև ՀՀԴ 156 10,000 մ3/ամիս - Գազի սակագները տարբերակված են ըստ սպառման ծավալների Խոշոր սպառողներ (10,000 277ԱՄՆ դոլար (ՀՀԴ մ3/ամիս կամ ավել) 114) 54 Հավելված 2. Ընդհանուր նկարագիր. Իրանի հետ “գազ էլեկտրաէներգիայի դիմաց” փոխանականումը 2011 թվականից սկսած Հայաստանն էլեկտրաէներգիա է արտահանում Իրան գազի դիմաց Համաձայնագրի ամփոփագիր  Գազը ներմուծվում է Իրան-Հայաստան գազամուղով, Օգուտները Հայաստանի համար որի տարեկան թողունակությունը կազմում է 2.3 մլրդ մ3 (շահագործման է հանձնվել 2011թ.) Օգնում է կրճատել ներքին էլեկտրամատակարարման արժեքը  Էլեկտրաէներգիան գազով փոխանակման համաձայնագրով նախատեսվում է ստացվող գազի  Նոր, արդյունավետ Երևանի ՀՑԳՏ-ը և ծավալն ավելացնել մինչև 2.3 մլրդ մ3, իսկ Հրազդանի 5-րդ բլոկը արտադրում է մատակարարվող էլեկտրաէներգիան՝ 6.9 մլրդ կՎտժ-ի 4.5կՎտժ էլեկտրաէներգիա 1մ3 գազով - Ներկայումս ստացվում է միայն տարեկան 360 մլն մ3 - Եթե էլեկտրաէներգիան մատակարարվում գազ՝ 1.2 մլրդ կՎտժ էլեկտրաէներգիայի դիմաց է ցերեկային և պիկային ժամերին, ապա - Պայմանագրով նախատեսված ամբողջական Հայաստանը 1.5-4.5կՎտժ-ը պահում է ծավալներին կարելի է հասնել 400կՎ որպես շահույթ էլեկտրահաղորդման գիծը շահագործման - Որպես “շահույթ” պահվող հանձնելուց հետո էլեկտրաէներգիան վաճառվում է ներքին շուկայում առանց սակագնի մեջ ներառելու  Փոխանակման համաձայնագրի ներքո վառելիքի ծախսը մատակարարվող էլեկտրաէներգիայի արժեքը տարբերակված է ըստ օրվա ժամերի. Օգուտները Իրանի համար - 12:01 – 8:00՝ 6կՎտժ մեկ 1մ3 հաշվով - 8:01 – 20:00 ՝ 3կՎտժ մեկ 1մ3 հաշվով Օգնում է կրճատել երկրի հյուսիսային - 20:01 – 12:00՝ 1.5կՎտժ մեկ 1մ3 հաշվով շրջանների չբավարարվող պահանջարկը  Երևանի ՀՑԳՏ-ը հանդիսանում է Փոխանակման համաձայնագրի կողմ 55 Հավելված 2. Ընդհանուր նկարագիր. Գազի ոլորտի  2010-2013թթ. ներքին սպառումը վերականգնել է նախաճգնաժամային մակարդակը  Գազի ներքին սպառման աճը պայմանավորված էլեկտրաէներգետիկայի ոլորտով Ուղղահայաց ինտեգրված մենաշնորհայն գազային ընկերություն, որի 100% բաժնետերը Ռուսաստանի “Գազպրոմ” ընկերությունն է - 2,000կմ երկարությամբ գազատարներ - 11,000կմ բաշխիչ խողովակաշարեր - Մոտ 190-195 մլն մ3 ծավալով տեղադրված գազապահեստարաններ, որոնց ընթացիկ շահագործվող ծավալը կազմում է 127-130մլն մ3 Ներմուծման խողովակաշար Թողունակություն (մլրդ մ3/տարի) 2008 2011 2013 Հյուսիս-Հարավ (գազ 3.65 Սպառող Ռուսաստանից) բնակչություն 490,000 580,000 626,000 Իրանական խողովակաշար (գազ 2.30 Իրանից) * Երկու գազատարներն էլ հանդիսանում է Գազպրոմի սեփականությունը 56 Հավելված 3. Էլեկտրաէներգիային նկատմամբ պահանջարկի կանխատեսման մոդել  Հայաստանում էլեկտրաէներգիայի նկատմամբ պահանջարկը կանխատեսելու նպատակով մշակվել է էկոնոմետրիկական մոդել  Պահանջարկի կանխատեսումներ արվել են էլեկտրաէներգիայի ինչպես բնակչության, այնպես էլ արդյունաբերական պահանջարկի համար 1) Պահանջարկը գնահատվել է լոգարիթմական մոդելի միջոցով՝ Առաձգա- Գնահատա կիրառելով հետևյալ ֆունկցիալ տեսքը՝ կանություն կան = ° + 1 + 2 Բնակչության 2) Մոդելները գնահատվել են՝ օգտագործելով էլեկտրաէներգիային նկատմամբ պահանջարկի (D), իրական ՀՆԱ-ի (Y) և իրական Գին -0.44 սակագների (P) վերաբերյալ տվյալները 1996-2013 թվականների համար Եկամուտ 0.30 3) ՀՆԱ-ի և սակագների վերաբերյալ ենթադրությունները տեղադրվել են մոդելի մեջ պահանջարկի կանխատեսումները ստանալու նպատակով Արդյունաբերական  ՀՆԱ-ի վերաբերյալ տվյալները հիմնված են 2014-2025թթ. ՀԶՌ վրա Գին -0.17  Պահանջարկի առաջին կանխատեսման համար իրական գները պահվել են հաստատուն Եկամուտ 0.47  Երկրորդ կանխատեսման համար օգտագործվել են նվազագույն արժեքով պլանի սակագները Բնակչության պահանջարկի ցածր եկամտային առաձգականությունը պայմանավորված է 100% հասանելիության մակարդով և կենցաղային հարմարանքներով բավարար հագեցվածությամբ, որի հետագա աճի ներուժը սահմանափակ է: Արդյունաբերական պահանջարկի ցածր եկամտային առաձգականությունը պայմանավորված է Հայաստանի տնտեսության կառուցվածքով. Կանխատեսվող աճի շարժիչը գիտելիքահենք և ոչ էներգատար ճյուղերը (օրինակ՝ մեքենաշինությունը, ՏՏ, ծրագրային ապահովվածության մշակում, ադամանդների մշակում, տուրիզմ) 57 Հավելված 3. Էլեկտրաէներգիայի նկատմամբ պահանջարկի կանխատեսում 2014-2030թթ. էլեկատրաէներգիայի նկատմամբ պահանջարկի կանխատեսվող աճը կազմելու է տարեկան 1.6-3.2% 10,000 8,000 6,000 GWh 4,000 2,000 0 Low High Base Նշում. (1) ՀՆԱ աճի բազային տվյալների համար օգտագործվել են Հայաստանի զարգացման ռազմավարության կանխատեսումները (2014թ.). ՀՆԱ ցածր աճը կազմում է բազային սցենարից հանած 2%, ՀՆԱ բարձր աճը կազմում է բազային սցենարին գումարած 2%: (2) Կանխատեսումը հաշվի է առնում սակագնի բարձրացումները նվազագույն արժեքով պլանի ներքո: 58 Հավելված 3. Գազի ներմուծման գնի կանխատեսում Ակնկալվում է, որ ռուսական գազի ներմուծման գները կդառնան ավելի կանխատեսելի , քան նախկինում 2011թ. նոր համաձայնագրի շրջանակում ռուսական գազի ներմուծման գինը կապված է Ռուսաստանի Օրենբուրգի շրջանում մեծածախ գնի և ԱՄՆ Սպառողական գների ինդեքսի հետ և ճշգրտվում է ամեն տարի: Գազի գնի կանխատեսման ենթադրությունները Գազի գնի կանխատեսումները հիմնված են Օրենբուրգում գազի մեծածախ գնի սցենարների վրա, որոնք վերցված են Ռուսաստանի Էկոնոմիկային զարգացման նախարարության հրապարակած “Ռուսաստանի սոցիալ-տնտեսական զարգացման կանխատեսումը 2030թ.” զեկույցից, և ԱՄՆ Քաղաքային սպառողական գների ինդեքսի (ՍԳԻ-Ք) վերաբերյալ Բանկի թիմի ենթադրությունների վրա: 59 Հավելված 3. Գազի նկատմամբ պահանջարկի կանխատեսման մոդել Գազի պահանջարկի կանխատեսման համար կիրառվել է հաստատուն առաձգականությամբ պահանջարկի ֆունկցիա 1) Պահանջարկը գնահատվել է՝ օգտագործվել է հետևյալ գծային ֆունկցիալ ձևը՝ D= a*Y + b*P 2) D=կանխատեսվող հաջորդական ժամանակահատվածների միջև պահանջարկի աճի միջին տեմպը, a=եկամտային առաձգականություն; Y= կանխատեսվող հաջորդական ժամանակահատվածների միջև իրական ՀՆԱ-ի աճ; b=պահանջարկի գնային առաձգականություն; P= կանխատեսվող հաջորդական ժամանակահատվածների միջև գազի իրական գների փոփոխություն 3) ՀՆԱ-ի և սակագների վերաբերյալ ենթադրությունները տեղադրվել են մոդելի մեջ պահանջարկի կանխատեսումները ստանալու նպատակով  ՀՆԱ-ի վերաբերյալ տվյալները հիմնված են 2014-2025թթ. ՀԶՌ վրա  Իրական սակագների կանխատեսումներն արվել են՝ օգտագործելով Ռուսաստանի Օրենբուրգի շրջանում ներքին գների կանխատեսումները և ԱՄՆ ՍԳԻ-Ք կանխատեսումները (ԱՄՀ) Սպառողի դաս Եկամտային Գնային առաձգականություն առաձգականություն Բնակչություն 0.70 -0.25 Արդյունաբերությունը և առևտուր 0.80 -0.10 Տրանսպորտ 0.50 -0.25 60 Հավելված 4: ՆԱՊ վերլուծություններ: Մեթոդաբանություն Նվազագույն ծախսերով պլանավորման վերլուծությունները կատարվել են հետևյալ մեթոդաբանությամբ 1. Պահանջարկի բոլոր սցենարների ներքո կատարվել է էլեկտրամատակարարման յուրաքանչյուր պլանի մոդելավորում՝ պարզելու յուրաքանչյուր կայանի տարեկան արտադրությունը կՎտժ-ով: 2. Հաշվարկվել են արտադրության և արտանետման ծախսերը էլեկտրաէներգիա մատակարարող յուրաքանչյուր կայանի համար.  Էլեկտրաէներգիա մատակարարող յուրաքանչյուր կայանի կապիտալ ծախսերը հաշվարկվել են միջազգային գների հիման վրա  Շահագործման և պահպանման, վառելիքի և արտանետման փոփոխական ծախսերը հաշվարկվել են օգտագործելով արտադրությունը կՎտժ-ով՝ բազմապատկած կայանի առանձնահատկություններով (օրինակ՝ ջերմության մակարդակ, արտադրության ոչ վառելիքային փոփոխական ծախսեր)  Շահագործման և պահպանման ֆիքսված ծախսերն ենթադրվել են հավասար կայանում կիրառվող արտադրական տեխնոլոգիաների համար ընդունված միջազգային չափորոշիչների  Արտանետման ծախսեր 3. Տնտեսական ԶՆԱ-ն հաշվարկվել է որպես պլանային ժամանակահատվածում էլեկտրաէներգիա մատակարարող կայանների արտադրության և արտանետման ընդհանուր ծախսերի գումար՝ զեղչված 10% զեչման դրույքով: Նշում: Յուրաքանչյուր կայանի համար երկարաժամկետ լրացուցիչ ծախսերը հաշվարկվել են որպես հավելյալ ընդհանուր ծախսերի ներկա արժեքի և գնահատման ժամանակահատվածում արտադրված ողջ էներգիայի ներկա արժեքի հարաբերություն: 61 Հավելված 4. Հիմնական ենթադրությունները ՆԾՊ վերլուծության համար Հիմնական ենթադրություններ  ՀԱԷԿ անջատվելու է մեկ տարով 2016թ. կյանքի երկարացման աշխատանքների իրականացման նպատակով  Հրազդանի ՋԷԿ-ը շահագործվելու է մինչև նոր ՀՑԳՏ շահագործման հանձնումը  Որոտանի կասկադը և Սևան-Հրազդան կասկադը անցնելու են անհրաժեշտ հիմնանորոգում  2013թ. գործող ՀԷԿ-ների փաստացի ժամային արտադրությունն օգտագործվել է նրանց կողմից մատակարարվող էլեկտրաէներգիայի կանխատեսման համար  Էլետրաէներգիան գազով փոխանակման համաձայնագրի շրջանակում Իրանի պահանջարկը մոդելավորվել է 2013թ. փաստացի ժամային արտահանման ծավալների վրա  Վերականգնվող էներգիայի տեխնոլոգիաների համար սահմանվել է “հզորության կրեդիտ”` հիմնվելով տարվա մեջ 10% ամենամեծ բեռնվածությամբ ժամերի ընթացքում նրանց միջին հզորության վրա (պիկերի ընթացքում արևային ՖՎ-ի մատչելիությունը ենթադրվել է 0%)  Վրաստանի հետ Էլեկտրաէներգիայի առևտրի բացակայություն  Իրանի հետ էլեկտրաէներգիայի սեզոնային փոխանակման բացակայություն  Գազը էլեկտրաէներգիայով փոխանակումը մոդելավորվել է ընթացիկ մակարդաների հիման վրա՝ 1.2 մլրդ կՎտժ 360 մլն մ3 գազի դիմաց  CO2 արտանետումների արժեքը ներառված է տնտեսական վերլուծությունների մեջ  Զեղչման դրույքաչափ՝ 10% 62 Հավելված 4. Գլխավոր ենթադրությունները ՆԾՊ վերլուծության համար Կապիտալ արժեքի վերաբերյալ ենթադրություններ $/կՎտ Տվյալների աղբյուր Նոր ՀՑԳՏ կապիտալ արժեքը 1100 ՀՑԳՏ կառուցման վերջին նախագծերը տարածաշրջանում Միջին ԱԷԿ-ի կապիտալ արժեք 4250 Ընթացքում գտնվող CNP ծրագրեր Խոշոր ԱԷԿ-ի կապիտալ արժեք 5500 Նախնական տեխնիկատնտեսական ուսումնասիրություն Հայաստանի VVER-440 ռեակտորի համար, 2010թ.; Բանկի թիմի գնահատական Լոռիբերդի ՀԷԿ (օրական 2150 Տեխնիկատնտեսական ուսումնասիրության կարգավորման ռեզերվուար) թարմացում, 2009թ. Շնողի ՀԷԿ (գետի հունի վրա) 1850 Կառավարության և Բանկի թիմի կանխատեսումներ Ֆլեշ ցիկլով երկրաջերմային 3700 Գեոֆոնդ 2: Հայաստանի երկրաջերմային կայան ծրագիր Արդյունաբերական մասշտաբի 2400 ՎԷԸԾ Ներդրումային ծրագիր ՖՎ Հողմակայան 2200 ՎԷԸԾ Ներդրումային ծրագիր 63 Հավելված 4. Ատոմային էներգետիկա Հայաստանի կառավարությունը պետք է դիտարկի մատչելի, կոմերցիոն այլ միջուկային տեխնոլոգիաներ • Շինարարության ընթացքում գտնվող ռեակտորների միջին սպասվող արժեքը տատանվում է երկրից երկիր՝ 1951 ԱՄՆ դոլարից մեկ կՎտ հաշվով (Հնդկաստան) մինչև 6938 ԱՄՆ դոլար մեկ կՎտ հաշվով (Ֆինլանդիա) • Միջին սպասովղ արժեքը նաև կարող են տատանվել 1841 ԱՄՆ դոլարից մինչև 8400 ԱՄՆ դոլարը՝ կախված ԱԷԿ տեխնոլոգիայից Մեկ կՎտ հաշվով միջին սպասվող արժեքը ըստ կայանի տեխնոլոգիայի Հայաստանի VVER-440-ը ամենաբարձր արժեքը ունեցողներից մեկն է II III III+ IV 64 Հավելված 4. Ատոմային էներգետիկա, շարունակություն ԱԷԿ-ների շինարարության միջին տևողությունն աճել է • Շինարարության տևողությունը կայուն կերպով աճել է, քանի որ առաջին Աշխարհում ԱԷԿ-ների կառուցման ատոմակայանները կառուցվել են 1960-ական ժամանակի վերջին փորձը* թվականներին, և վերջին տարիներին դրանց տատանումները եղել են ավելի լայն, քան երբևէ:1 • ԱԷԿ-ների շինարարության ուշացումների աճի պատճառներն են՝  Կարգավորումն ու լիցենզավորումը: Լիցենզավորման պատճառով ուշացումներն ավելացել են Ֆուկուշիմայում վթարից հետո.  Ավելի երկար հանրային քննարկումները՝ անվտանգության նկատառումներից ելնելով. Աղբյուր՝ Բանկի թիմի հետազոտություն  Սարքավորումների սակավությունը: *Ատոմային էներգաբլոկի շինարարության Համաշխարհային պահանջարկի դանդաղ տևողությունը չի ներառում Սեփականատիրոջ ծրագրի զարգացման ժամանակը կամ աճը կրճատել է շուկայում առկա լիցենզավորման հետ կապված սարքավորումները գործողությունները 65 Հավելված 4. Լոռիբերդի և Շնողի ՀԷԿ-ների նկարագիրը Լոռիբերդ Շնող Լոռիբերդի ՀԷԿ և Տաշիր ՀԷԿ Շինարարության երկու տարբերակ՝ Շինարարության մեկ տարբերակ Գետի հունով նախագիծ Գետի հունով նախագիծ Հզորություն՝ 54ՄՎտ Հզորություն՝ 75ՄՎտ Արտադրություն՝ 208 մլն կՎտժ Արտադրություն՝ 300 մլն կՎտժ Արժեքը՝ 114 մլն ԱՄՆ դոլար Արժեք՝ 137 մլն ԱՄՆ դոլար Պիկային նախագիծ Հզորություն՝ 66 ՄՎտ Արտադրություն՝ 206 մլն կՎտժ Արժեքը՝ 128 մլն ԱՄՆ դոլար Իրականացում Իրականացում - 2 տարի տեխնիկական ուսումնասիրությունների - 2 տարի տեխնիկական և մրցույթի համար ուսումնասիրությունների և մրցույթի համար - 5 տարի իրականացման համար - 5 տարի իրականացման համար 66 Հավելված 5. Վերականգնվող էներգետիկային թիրախներ Դրվածքային հզորություն Արտադրություն (ԳՎտժ) (ՄՎտ) 2020 2025 2030 2020 2025 2030 ՓՀԷԿ 377 397 397 1,049 1,106 1,106 Հողմային 50 100 150 117 232 349 Երկրաջերմային 50 100 150 373 745 1,116 ՖՎ 40 80 80 88 176 176 Ընդհանուր 492 677 777 1,627 2,259 2,747 Նշում. ՎԷ բոլոր թիրախները ներառված են վերականգնվող էներգիայի սցենարներում: 67