ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკის...

ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკის

მოდელირება და ანალიზი

(სალექციო კურსი)

ივანე პირველი

ნიკოლოზ სუმბაძე

გიორგი მუხიგულიშვილი

გიორგი ქელბაქიანი

ირაკლი გალდავა

თბილისი

2013

პროექტი - „ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკის მოდელირებისა და ანალიზის ახალი სალექციო კურსის შექმნა“ - ხორციელდება აღმოსავლეთ-დასავლეთის მართვის ინსტიტუტის

(EWMI) პროგრამის „საქართველოში საჯარო პოლიტიკის, ადვოკატირებისა და სამოქალაქო

საზოგადოების განვითარების“ (G-PAC) ფარგლებში.

ამ პროგრამის განხორციელება შესაძლებელი გახდა ამერიკელი ხალხის გულისხმიერი

მხარდაჭერის შედეგად, ამერიკის შეერთებული შტატების საერთაშორისო განვითარების

სააგენტოს (USAID) დაფინანსებით.

ნაშრომში წარმოდგენილი ავტორთა შეხედულებები არ არის აუცილებელი ასახავდეს ამერიკის შეერთებული შტატების საერთაშორისო განვითარების სააგენტოს ან ამერიკის შეერთებული შტატების მთავრობის შეხედულებებს.

“Development of new course in Electricity Policy Modeling and Analysis” project is implemented

through the Policy, Advocacy, and Civil Society Development in Georgia (G-PAC) program of East-

West Management Institute (EWMI).

This program was made possible by the generous support of the American people through the United

States Agency for International Development (USAID).

The contents of this publication do not necessarily reflect the views of USAID or the United States

Government.

სალექციო კურსი შექმნილია გრიგოლ რობაქიძის სახელობის უნივერსიტეტის ბიზნესის

მართვის სკოლაში, ბიზნესის ადმინისტრირების სამაგისტრო პროგრამის ენერგეტიკის

მენეჯმენტის მოდულის გასაუმჯობესებლად, USAID-ის უმაღლესი სასწავლებლების

მხარდამჭერი გრანტის ფარგლებში.

პროექტში - „ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკის მოდელირებისა და ანალიზის

ახალი სალექციო კურსის შექმნა“ - მონაწილეობდნენ:

მურთაზ კვირკვაია - პროექტის დირექტორი

ვასილ კიკუტაძე - პროექტის კოორდინატორი

ვალერი ვლეჩკოვი - პროექტის მრჩეველი ელექტროენერგეტიკული ბაზრების

საკითხებში

ივანე პირველი - პროექტის კოორდინატორი

ნიკოლოზ სუმბაძე - პროექტის კონსულტანტი

გიორგი მუხიგულიშვილი - პროექტის კონსულტანტი

ირაკლი გალდავა - პროექტის კონსულტანტი

გიორგი ქელბაქიანი - პროექტის მრჩეველი ტექნიკურ და ენერგეტიკულ საკითხებში.

გრიგოლ რობაქიძის სახელობის უნივერსიტეტი

ნაშრომი „ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკის მოდელირება და

ანალიზი“ შესრულებულია საქართველოს ახალგაზრდა ენერგეტიკოსთა

ასოციაციის მკვლევარების მიერ:






ავტორები გამოხატავენ ღრმა პატივისცემას მარიამ იოსელიანის,

ვალერი ვლეჩკოვის, დემურ ჩომახიძის, მურთაზ კვირკვაიასა და

ვასილ კიკუტაძის მიმართ ღირებული შენიშვნებისა და გაწეული

დახმარებისთვის.

სამეცნიერო რედაქტორი: დემურ ჩომახიძე

ეკონომიკურ მეცნიერებათა დოქტორი,

პროფესორი

საქართველოს ახალგაზრდა ენერგეტიკოსთა ასოციაცია

რედაქტორისაგან

ცნობილია ელექტროენერგეტიკის - ეკონომიკის უპირველესი საბაზო დარგის -

განმსაზღვრელი გავლენა საზოგადოების განვითარებაზე. იგი წამყვან როლს ასრულებს

ეკონომიკის მატერიალურ-ტექნიკური ბაზის შექმნასა და მეცნიერულ-ტექნიკური

პროგრესის დაჩქარებაში, მისი ინფრასტრუქტურის ჩამოყალიბებასა და

საზოგადოებრივი წარმოების ეფექტიანობის ამაღლებაში; წარმოადგენს სამეურნეო

რთული ორგანიზმის მაცოცხლებელ არტერიას და მთლიანად ცივილიზაციის ერთ-ერთ

საფუძველს, უდიდეს ზეგავლენას ახდენს ქვეყნის განვითარების დონესა და

დინამიკაზე, აუცილებელ წანამძღვრებს ქმნის ცხოვრების დონის ამაღლებასა და

შრომის პირობების გაუმჯობესებისათვის.

ამიტომ შემთხვევითი არ არის, რომ ელექტროენერგეტიკული პოტენციალის

გამოყენება საყოველთაოდ აღიარებულია ყველა ქვეყნის განვითარების დონის ერთ-

ერთ უტყუარ მაჩვენებლად. უფრო მეტიც, ექსპერტთა შეფასებით, თანამედროვე

გლობალიზაციის ეკონომიკურ სისტემაში ენერგომოხმარების დონე და დინამიკა

გაცილებით უფრო ობიექტური და ადექვატური პარამეტრია ეკონომიკის განვითარების

დასახასიათებლად, ვიდრე ქვეყნის მთლიანი შიდა პროდუქტის მაჩვენებელი.

მეცნიერება მუდმივად ეძებს და პრაქტიკულად ამკვიდრებს ელექტრო-

ენერგეტიკის განვითარების გზებსა და საშუალებებს. მათ შორის ერთ-ერთი მთავარია

დარგის განვითარების პოლიტიკის განსაზღვრა და გატარება. მან უნდა უზრუნველყოს:

სახელმწიფო ქმედებების თანმიმდევრულობის დაცვა ენერგეტიკის

განვითარებისათვის მნიშვნელოვანი სტრატეგიული ეკონომიკური

ორიენტირების რეალიზაციის დროს;

მძლავრი, მყარად განვითარებადი და სახელმწიფოსთან კონსტრუქციული

დიალოგისუნარიანი ენერგეტიკული კომპანიების ფუნქციონირება;

სახელმწიფო პოლიტიკის მიზნების განხორციელებაზე ორიენტირებული,

კერძო მეწარმეთა ინიციატივების, მათ შორის საინვესტიციო სფეროში

მასტიმულირებელი სახელმწიფოებრივი ხასიათის მარეგულირებელი

ზემოქმედების მხარდაჭერა.

საბჭოთა წლებში საქართველოს ელექტროენერგეტიკა წარმოადგენდა

ვერტიკალურად ინტეგრირებულ სისტემას, სადაც დარგის მართვა და პროდუქციის

ფასწარმოქმნის პრინციპები რადიკალურად განსხვავებული იყო. ჩვენი ქვეყნის

საბაზრო ეკონომიკაზე გადასვლამ ხელსაყრელი პირობები შექმნა ცივილიზებული და

არადისკრიმინაციულ ეკონომიკურ ურთიერთობებზე დამყარებული ელექტრო-

ენერგეტიკული ბაზრის ფორმირებისათვის. საჭირო გახდა ამ მიმართულებით მოწინავე

უცხოური გამოცდილების შესწავლა და ადგილობრივი პირობებისთვის მისაღები

სახელმწიფო პოლიტიკის ფორმირება.

წინამდებარე სასწავლო კურსი სწორედ ამ მიზნის მიღწევას ემსახურება.

სახელმძღვანელოს ავტორები არიან ახალგაზრდა ქართველი სპეციალისტები,

რომლებმაც საბაზო განათლება საქართველოში მიიღეს და იგი წარმატებულად შეავსეს

მსოფლიოს მოწინავე ქვეყნებში ამ სფეროში დაგროვილი მდიდარი ცოდნის

საფუძველზე. დარწმუნებული ვარ წიგნი ხელს შეუწყობს ქართველ სტუდენტ-

ახალგაზრდობას ენერგოეკონომიკური მეცნიერების წარმატებით დაუფლებაში და, რაც

მთავარია, ერთ-ერთი გარანტი იქნება საქართველოში განვითარებული და

კონკურენტუნარიანი ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ჩამოყალიბებაში.

დემურ ჩომახიძე

ემდ, პროფესორი

20/01/2013

შინაარსი

1. ელექტროენერგეტიკული სექტორის მუშაობის პრინციპები და დარგის სტრატეგიული

განვითარება ..................................................................................................................................................... 1

1.1. შესავალი ............................................................................................................................................... 1

1.2. ელექტროენერგიის ინდუსტრიის ისტორია .................................................................................. 2

1.3. Dramatis Personae ანუ ელექტროენერგეტიკული სექტორის ძირითადი მოთამაშეები .......... 5

1.4. კონკურენციის სხვადასხვა მოდელი ............................................................................................... 7

1.4.1. პირველი მოდელი: მონოპოლია ............................................................................................... 7

1.4.2. მეორე მოდელი: შემსყიდველი სააგენტო ............................................................................... 8

1.4.3 . მესამე მოდელი: კონკურენცია საბითუმო დონეზე .............................................................. 9

1.4.4. მეოთხე მოდელი: კონკურენცია საცალო დონეზე ............................................................... 10

1.5. მოთხოვნა და მიწოდება ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე .................................................... 11

1.5.1. რა განსხვავებაა მეგავატ საათსა და ბარელ ნავთობს შორის? ............................................ 12

1.5.2. ელექტროენერგიის მოთხოვნა ................................................................................................. 13

1.5.3. ელექტროენერგიის მიწოდება ................................................................................................. 19

1.6. ელექტროენერგეტიკული სექტორის სამომავლო განვითარებასთან დაკავშირებული

საკითხები .................................................................................................................................................. 23

2. ელექტროენერგეტიკული სექტორის რეგულირების თავისებურებები ......................................... 26

2.1. მარეგულირებლის ფუნქციები ....................................................................................................... 26

2.2. 90-იანი წლების ახალი პარადიგმა რეგულირებაში; ................................................................... 29

2.3. რეგულირების ლიბერალურ მოდელზე გადასვლა .................................................................... 32

2.4. ელექტროენერგეტიკული სისტემის საბაზრო-ინდუსტრიული მოდელები და

რეგულირება ............................................................................................................................................. 36

2.4.1. ელექტროენერგეტიკული სექტორის რეგულირება საქართველოს მაგალითზე ............... 41

3. ელექტროენერგიის მდგრადი მიწოდება .............................................................................................. 46

3.1 რესურსების შეზღუდულობა და მათი ეფექტიანი გამოყენება ................................................. 46

3.2. ელექტროენერგიის გამომუშავებასთან დაკავშირებული ხარჯები ........................................ 47

3.3. ელექტროენერგიის გამომუშავება მინიმალური ხარჯით, საიმედოობის და გარემოზე

ზემოქმედების მისაღები დონის გათვალისწინებით ........................................................................ 51

3.4. ელექტროენერგიის მიწოდების მოდელები ................................................................................. 59

3.5. გამომუშავების ოპტიმიზაცია – პრაქტიკული მაგალითი ......................................................... 64

4. ქსელური საქმიანობის რეგულირება .................................................................................................... 71

4.1. ელექტროენერგეტიკული სისტემა - გადაცემისა და განაწილების სისტემები ......................... 71

4.2. რეგულირების საჭიროება ელექტროენერგიის ქსელურ სექტორში ........................................ 73

4.3. გადაცემისა და განაწილების ქსელური ფირმების შემოსავლების /ტარიფების

რეგულირება ............................................................................................................................................. 74

4.4. ქსელური ფირმების დანახარჯები................................................................................................. 78

4.5. ქსელური მომსახურების ხარისხის რეგულირება და კონტროლის მექანიზმები ................. 81

4.6 საქართველოს მაგალითი: ელექტროენერგიის გადამცემი და გამანაწილებელი კომპანიები

..................................................................................................................................................................... 84

5. ელექტროენერგიის ტარიფები ................................................................................................................ 89

5.1. ელექტროენერგიის ტარიფების დადგენის ზოგადი პრინციპები ............................................ 89

5.1.1. ზოგადი პრინციპები.................................................................................................................. 90

5.1.2. კონფლიქტები პრინციპებს შორის .......................................................................................... 91

5.1.3. პრაგმატული შეჯამება .............................................................................................................. 91

5.2. ელექტროსისტემა და ტარიფის კომპონენტები ........................................................................... 91

5.2.1. ფასწარმოქმნა ელექტროენერგიის გამომუშავებაში ............................................................ 92

5.2.2. ფასწარმოქმნა ელექტროენერგიის გადაცემასა და განაწილებაში .................................... 95

5.2.3. ფასწარმოქმნა ელექტროსისტემის დამხმარე რგოლებში ................................................... 96

5.3. საბოლოო მომხმარებლის ტარიფის ტიპები და მათი სტრუქტურა ........................................ 97

5.3.1. საფეხურებრივი ტარიფი .......................................................................................................... 98

5.3.2. ტარიფის ცვლილება დროის პერიოდების მიხედვით ........................................................ 99

5.3.3. ტარიფის ცვლილება გეოგრაფიული მდებარეობის მიხედვით ...................................... 101

5.3.4. ჯვარედინი სუბსიდიები ........................................................................................................ 102

5.4. საბითუმო და საცალო ვაჭრობის ბაზარი ................................................................................... 102

5.4.1. საბითუმო ვაჭრობის ბაზარი ................................................................................................. 102

5.4.2. საცალო ვაჭრობის ბაზარი ...................................................................................................... 103

5.5. საერთაშორისო პრაქტიკა – ახალი ინგლისი (აშშ) .................................................................. 103

5.5.1. სისტემის დახასიათება ........................................................................................................... 104

5.5.2. ელექტროენერგიის გამომუშავება ........................................................................................ 104

5.5.3. ელექტროენერგიის ქსელი ...................................................................................................... 104

5.5.4. საბოლოო ტარიფები ................................................................................................................ 105

6. ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაცია: დერეგულირება და ხელახალი

რეგულირება ................................................................................................................................................ 108

6.1. შესავალი ........................................................................................................................................... 108

6.2. ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაციის მოტივაცია .......................... 110

6.3. ელექროენერგეტიკული სექტორის ეკონომიკური საფუძვლები ........................................... 116

6.3.1. კონკურენტული და არაკონკურენტული ბაზრები ........................................................... 116

6.3.2. ელასტიურობა .......................................................................................................................... 117

6.3.3. მთლიანი, საშუალო და ზღვრული ხარჯები ...................................................................... 119

6.3.4. ენერგეტიკული საწარმოს მოგების მაქსიმიზაცია და ეკონომიკური ეფექტიანობა .... 123

6.3.5. მონოპოლია და საერთო დანაკარგები .................................................................................. 126

6.4. რესტრუქტურიზაცია ევროპაში: ევროკავშირის ენერგეტიკული დირექტივები .............. 128

6.5. მაგალითი 1: თურქეთის ელექტროენერგეტიკული ბაზარი .................................................. 130

6.6. მაგალითი 2: საქართველოს ელექტროენერგეტიკული სისტემა ............................................ 131

7. ელექტროენერგეტიკული ბაზრები და სავაჭრო მექანიზმები ........................................................ 139

7. 1. შესავალი .......................................................................................................................................... 139

7.2. ელექტროენერგიით ვაჭრობა კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე........... 141

7.3. ელექტროენერგეტიკული ბაზრები და სავაჭრო მექანიზმების ტიპები ............................... 146

7.3.1. ორმხრივი ხელშეკრულებების ბაზარი ................................................................................ 148

7.3.2. ფორვარდული ბაზარი ............................................................................................................ 149

7.3.3. „წინა დღის“ ბაზარი ................................................................................................................. 150

7.3.4. საბალანსო ბაზარი ................................................................................................................... 156

7.3.5. Intraday ბაზარი ......................................................................................................................... 157

7.3.6. დამხმარე სერვისების ბაზარი................................................................................................ 158

7.3.7. მაგალითი: საბალანსო ელექტროენერგიით ვაჭრობა საქართველოში ......................... 159

8. ელექტროენერგეტიკული ბაზრების ინტეგრაცია ............................................................................ 164

8.1. ვერტიკალურად ინტეგრირებული მონოპოლიებიდან რეგიონულ ბაზრებამდე .............. 164

8.2. ბაზრების ინტეგრაციის დადებითი და უარყოფითი მხარეები აშშ-ის რეგიონული

ელექტროენერგეტიკული ბაზრების მაგალითზე ............................................................................ 166

8.2.1. ელექტროენერგეტიკული სისტემის უსაფრთხოება .......................................................... 167

8.2.2. საბითუმო ბაზრებზე გავლენა ............................................................................................... 167

8.2.3. ეფექტიანობის ამაღლება გენერაციის სფეროში ................................................................. 168

8.2.4. საცალო ფასებზე გავლენა....................................................................................................... 170

8.2.5. რგსო-ს ოპერირების ხარჯები ................................................................................................ 170

8.2.6. რეგიონული ურთიერთშემავსებელები ............................................................................... 172

8.2.7. ელექტროენერგეტიკული ბაზრის სტრუქტურები ............................................................ 173

8.2.8. გადაცემის სისტემის გადატვირთვები ................................................................................. 175

8.3. ევროკავშირის კანონმდებლობის მიმოხილვა შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

კუთხით ................................................................................................................................................... 177

8.3.1. ევროკავშირის შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მარეგულირებელი

კანონმდებლობა ................................................................................................................................. 178

8.3.2. კონკურენციის მარეგულირებელი და ფინანსური ბაზრების ევროკავშირის

კანონმდებლობა ................................................................................................................................. 180

8.3.3. ევროკავშირის შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზარი და ცენტრალური და

აღმოსავლეთ ევროპის რეგიონი ...................................................................................................... 181

8.4. ელექტროენერგიით ვაჭრობა საერთაშორისო დონეზე: ნორდპულის ქეისი ...................... 181

8.4.1. სკანდინავიის ქვეყნების ძველი ელექტროენერგეტიკული სექტორის სტრუქტურა .. 183

8.4.2. კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრის სტრუქტურაზე გადასვლა .............. 184

8.4.3. ელექტროენერგიით ვაჭრობის ბირჟის (Power Pool) ჩამოყალიბება .............................. 185

8.4.4. ელსპოტის ლოკაციური ფასის განსაზღვრა და საბალანსო ბაზარი - ელბასი ............. 186

8.4.5. კონკურენცია და რეგულირება ნორდპულის საერთაშორისო ბაზარზე ...................... 188

ენერგოეფექტიანობა ............................................................................................................................... 191 9.

9.1. რა არის ენერგოეფექტიანობა და რატომ ვუთმობთ მას ყურადღებას ................................... 191

9.2. სარგებელი ენერგიის ეფექტიანი მოხმარებისგან ..................................................................... 194

9.3. როგორ გავზომოთ ენერგოეფექტიანობა .................................................................................... 196

9.4. როგორ ხდება გადაწვეტილების მიღება ენერგოეფეტიან ტექნოლოგიებში ინვესტიციის

განხოციელებისას .................................................................................................................................. 200

9.5. ენერგოეფექტიანობის წამახალისებელი მექანიზმები/პოლიტიკა და მათი შეფასება ....... 202

10. განახლებადი ენერგეტიკის განვითარების პოლიტიკა ................................................................. 212

10.1. განახლებადი ენერგიის ტექნოლოგიის ტიპები...................................................................... 212

10.1.1. ჰიდროელექტროენერგია ..................................................................................................... 212

10.1.2. ქარის ენერგია. ........................................................................................................................ 215

10.1.3. მზის ენერგია .......................................................................................................................... 217

10.1.4. ბიოენერგია ............................................................................................................................. 219

10.1.5. გეოთერმული ენერგია .......................................................................................................... 220

10.2. განახლებადი ენერგიის ადაპტაციის ტექნიკური ასპექტები ............................................... 221

10.2.1. სარეზერვო სიმძლავრე (Back-up Capacity) .......................................................................... 222

10.2.2. ენერგიის დაგროვების სისტემები ...................................................................................... 222

10.3. განახლებადი ენერგიის ხარჯების სქემატური თავისებურება ............................................ 223

10.3.1. ხარჯების სქემა ....................................................................................................................... 225

10.4. განახლებადი ენერგეტიკის განვითარებისათვის საჭირო ბაზრის სტიმულირების

ეკონომიკური პოლიტიკა ..................................................................................................................... 226

10.4.1. განახლებადი ენერგეტიკის განვითარების იურიდიული ჩარჩოები ........................... 226

10.4.2. ეკონომიკური პოლიტიკა ..................................................................................................... 226

10.5. განახლებადი ენერგიის პოტენციალი საქართველოში .......................................................... 229

10.6. განახლებადი ენერგიის ადაპტაციის სეზონური ასპექტები (საქართველოს მაგალითი) 230

1

1. ელექტროენერგეტიკული სექტორის მუშაობის პრინციპები და დარგის

სტრატეგიული განვითარება


თანამედროვე პირობებში, როდესაც ელექტროენერგიას დიდი მნიშვნელობა აქვს

საზოგადოების კეთილდღეობისთვის, ელექტროენერგეტიკული სექტორი ნებისმიერი

განვითარებული თუ განვითარებადი ქვეყნის მთავრობის ყურადღების ცენტრშია მოქცეული.

წინამდებარე თავის მიზანია, ზოგადად მიმოიხილოს ელექტროენერგეტიკული სექტორისა და

ბაზრის მუშაობის ძირითადი პრინციპები და მკითხველს გააცნოს სექტორის ძირითადი

მოთამაშეები. მოცემულ თავში, ასევე განხილულია ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

სხვადასხვა დონის კონკურენციის მოდელი, ელექტროენერგიის მოთხოვნისა და მიწოდების

თავისებურებები და დარგის სამომავლო განვითარებასთან დაკავშირებული საკითხები.

1.1. შესავალი

თითქმის ასი წლის მანძილზე ელექტროენერგეტიკული სექტორი ვერტიკალურად

ინტეგრირებული მონოპოლიების ხელში იყო. მთელი ამ პერიოდის განმავლობაში,

ელექტროენერგეტიკული ინდუსტრიის მართვა ენერგეტიკოსების მიერ აღიქმებოდა სისტემის

ოპტიმიზაციის გამომწვევ ამოცანად. წლების მანძილზე, ეს ოპტიმიზაციის ამოცანები

გაიზარდა, უფრო გართულდა და კომპლექსური გახდა. შეიქმნა ახალი ალგორითმები და

ძლიერი კომპიუტერული სისტემები ელექტროენერგეტიკული სისტემის დაგეგმვისა და

მართვის სრულყოფისათვის.

ელექტროენერგეტიკულ ინდუსტრიაში კონკურენციის შემოღების შემდეგ, ენერგიის

მიწოდებაზე პასუხისმგებლობა მხოლოდ ერთ კომპანიას აღარ ეკისრება და სექტორის

სხვადასხვა მონაწილეებს შორის მჭიდრო ურთიერთობა აუცილებელი გახდა. ამგვარ გარემოში,

ოპტიმიზაციის ძველი მეთოდები დრო მოჭმული აღმოჩნდა და წარმოიშვა ახალი შეკითხვები

იმ ფიზიკური სისტემის მიმართ, რომელიც არ შეცვლილა. კონკურენციის შემოღების შედეგად

ნაწინასწარმეტყველები სარგებლის მისაღებად აუცილებელია ძველი საკითხების ახლებურად

გააზრება. ბევრი კომპანიისთვის ელექტროენერგეტიკა ბიზნესი გახდა და ბაზარზე არსებობის

შენარჩუნებისათვის, ისინი მომსახურების ხარისხის გაუმჯობესებისა და მწარმოებლურობის

დონის ამაღლების კონკურენტულ ბრძოლაში არიან ჩართულები. მხოლოდ სისტემის

ფუნქციონირებისათვის აუცილებელი ფიზიკის ცოდნა საკმარისი აღარაა. ჩვენ უნდა გვესმოდეს

როგორ გავლენას ახდენს ეკონომიკა ფიზიკაზე და რითი ზღუდავს ფიზიკა ეკონომიკას.

ელექტროენერგეტიკული სექტორის მომგებიან და ფინანსურად დამოუკიდებელ სფეროდ

გადაქცევის ამოცანა, ხშირად ამ ორ საკითხს შორის ოქროს შუალედის პოვნის ამოცანაა.

ნებისმიერი ქვეყნის ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკა სექტორის ტექნიკური და

ეკონომიკური საკითხების მიზანშეწონილ და დასაბუთებულ ნაზავს უნდა წარმოადგენდეს.

2

1.2. ელექტროენერგიის ინდუსტრიის ისტორია

ელექტრონერგიის ინდუსტრია შედარებით ახალია. თავად ელექტროენერგიას კი ძველი

ბერძნებიც კი იცნობდნენ სტატიკური ელექტროენერგიის სახით. 1880 წლამდე არავინ იყენებდა

ელექტროენერგიას გასანათებლად და სხვადახვა ძრავის ასამუშავებლად. ელექტროენერგიის

ისტორიაში ერთი გადამწყვეტი მომენტი არ არსებობს: დაახლოებით 300 წლის კვლევისა და

განვითარების შედეგია თუ როგორ ვაწარმოებთ, ვანაწილებთ და ვიყენებთ ელექტროენერგიას.

ელექტროენერგიასთან დაკავშირებული საკითხების შესწავლა მე-18 საუკუნეში დაიწყო.

მომდევნო 150 წლის განმავლობაში მეცნიერებმა, განსაკუთრებით კი ინგლისში, ევროპაში,

კოლონიურ ამერიკასა და მოგვიანებით კი ამერიკის შეერთებულ შტატებში გაანალიზეს

ელექტროენერგიის ბუნება, თუმცა მისი წარმოების საკითხის შესწავლა მე-19 საუკუნის მეორე

ნახევრამდე კვლავ მიუწვდომელი რჩებოდა. ამ ყოველივემ კი დასაბამი დაუდო საერთაშორისო

მკვლევარებისა და სამეწარმეო საქმიანობაში ჩართული ბიზნესმენების წმინდა სამეცნიერო

კვლევას, რომლებმაც საკუთარი აღმოჩენები გააკეთეს წარმოებული, მარკეტირებული და

გაყიდული პროდუქტების შესახებ.

ელექტროენერგიის მიწოდების ინდუსტრია ძირითადად კერძო აღმოჩენებსა და

სამეწარმეო საქმიანობას ეყრდნობოდა. მე-19 საუკუნეში ელექტროენერგიის ექსპერიმენტული

გამოყენება გაიზარდა, მაგალითად, პარიზში 1845 წელს ოპერის განათება ნათურებით. ასევე

გაიზარდა საზოგადოების მხრიდან ელექტროენერგიის მომხმარება განათებისათვის.

3

ინდუსტრიის განვითარება პირველი 15 წლის განმავლობაში განსაკუთრებით სწრაფი იყო,

როგორც ეს ქვემოთ მოცემული ქრონოლოგიიდან ჩანს1.

1878 წელს სვენის მიერ გაერთიანებულ სამეფოში ვარვარის ნათურის შექმნა;

1878 წელს ქუჩის განათება პარიზში;

1879 წელს ედისონისა და ჯელის მიერ ამერიკის შეერთებულ შტატებში გამძლე ნათურის

შექმნა;

1881 წელს გაერთიანებულ სამეფოში გოდალმინგის სახელობის ელექტროსადგურის გახსნა;

1882 წელს ამერიკის შეერთებულ შტატებში პერლ სტრიტის სახელობის ელექტროსადგურის

გახსნა;

1882 წელს პირველი გადამცემი ხაზები (2400 ვოლტიანი მუდმივი დენის გადაცემის ხაზი, 59

კმ.) გერმანიაში;

1883 წელს გაერთიანებულ სამეფოში ჰოლბორნის სახელობის ელექტროსადგურის დაარსება;

1885 წელს კომერციულად გამოსადეგი ტრანსფორმატორი (უილიამ სტენლი);

1885 წელს საფრაგეთში ჰიდროელექტროსადგური და 56 კმ გადაცემა;

1885 წელს მომხმარებელთათვის ელექტროენერგიის მიწოდება ნორვეგიაში;

1887 წელს ლონდონში ლოიდსის ბანკის შიდა განათების დამონტაჟება;

1887 წელს დეტფორდში, გაერთიანებულ სამეფოში მაღალი ძაბვის ცვლადი დენის გადამცემი

ხაზის აშენება;

1887 წელს მომხმარებელთათვის ელექტროენერგიის მიწოდება იაპონიაში;

1889 წელს პორტლანდში, ამერიკის შეერთებულ შტატებში ცალფაზა ცვლადი დენის გადამცემი

ხაზის აშენება (4 კილო ვოლტი, 21 კილომეტრ მანძილზე);

1893 წელს გერმანიაში სამფაზიანი ცვლადი დენის გადამცემი ხაზი (12 კილო ვოლტი, 179

კილომეტრ მანძილზე);

1894 წელს მალაიზიაში გენერატორები გამოყენებულ იქნა ტუმბოების ასამუშავებლად

მაღაროებში;

1895 წელს ავსტრალიაში მომხმარებლთათვის ელექტროენერგიის მიწოდება;

დიდ ბრიტანეთში 1909 წლისათვის უკვე არსებობდა საკანონმდებლო რეგულირება

რომელიც კრძალავდა ბაზარზე ლიცენზიის გარეშე საქმიანობას. 1914 წლისათვის ლონდონში 70

ელექტროსადგური ფუნქციონირებდა.

რამდენიმე მნიშვნელოვან განვითარებას მოჰყვა სტანდარტიზების მცდელობები.

მაგალითად, სიხშირის 60 ჰერცამდე სტანდარტიზების მცდელობა ამერიკის შეერთებულ

შტატებში 1891 წელს განხორციელდა, თუმცა სამხრეთ კაროლინაში კომპანია ედისონმა 50

ჰერცი 60-ზე მხოლოდ 1949 წელს გადაიყვანა.

1 მიუხედავად იმისა, რომ ამ ჩამონათვალში საქართველო არაა, ჩვენში ელექტროენერგიის წარმოება

საკმაოდ ადრეულ პერიოდში მოხდა. პირველი ჰესი ჯერ კიდევ მეფის რუსეთის დროს, 1898 წელს

აშენდა მდინარე ბორჯომულას ხეობაში.

4

თანამედროვე ელექტროენერგეტიკული ინდუსტრია 1880 წელს იღებს დასაბამს. ის

განვითარდა გაზისა და ელექტროენერგიის კომერციული და ქუჩის განათების სისტემებისაგან.

თომას ედისონის პერლ სტრიტის ელექტროენერგიის მწარმოებელმა სადგურმა, რომელიც 1882

წელს გაიხსნა ნიუ იორკში, შემოიღო ინდუსტრიისათვის დამახასიათებელი 4 მნიშვნელოვანი

კომპონენტი: ცენტრალური გენერაცია, ეფექტიანი განაწილება, წარმატებული გამოყენება და

კონკურენტული ფასი. თავდაპირველად პერლ სტრიტი მხოლოდ 59 მომხმარებელს

ემსახურებოდა.

ელექტროენერგიის კომერციალიზაციის დასაწყისიდან დღემდე მისი საცალო ფასი,

რადიკალურად შემცირდა. მორგანი, ეპტი და ლეივი თავიანთ ნაშრომში2 წარმოადგენენ

ელექტროენერგიის საცალო ფასის ისტორიულ დინამიკას აშშ-ში, 1882 წლიდან - 2002 წლამდე

(იხ. ნახაზი 1.1). ელექტროენერგიის ფასის კლების ტენდენცია მეცხრამეტე საუკუნის

დასასრულიდან 1970 წლამდე გრძელდებოდა, ხოლო შემდეგ კი მისი მკვეთრი ზრდის

ტენდენცია შეინიშნებოდა 1990 წლამდე. 90-იანი წლებიდან კი ის უმნიშვნელო ზრდის ტემპით

ხასიათდება.

არსებობის პირველი 90 წლის განმავლობაში, ელექტროენერგიის მოხმარება ყოველ 10

წელიწადში ორმაგდებოდა და ყოველწლიურად ზრდა 7 პროცენტს შეადგენდა. 1970 -იან

წლებში ფასის ზრდასთან ერთად და ელექტროენერგიის დაზოგვის წამახალისებელი ფართო

ღონისძიებების გათვალისწინებით, ელექტროენერგიის მოხმარების ზრდა თითქმის ნულ

პროცენტამდე დაეცა. დღესდღეობით კი პროგნოზის მიხედვით ზრდა 1 პროცენტი იქნება 2030

წლამდე.3

ნახაზი 1.1. საცალო ელექტროენერგიის ფასი აშშ-ში, 1892-2002 წწ.

დღეს, ელექტრონერგიაზე წვდომა მსოფლიო მოსახლეობის 75%-ს გააჩნია. ის მრავალ

ქვეყანაში, მათ შორის ევროკავშირის ქვეყნებში, პირველადი მოთხოვნის საქონელს

2 GRANGER MORGAN, JAY APT, &LESTER LAVE, PEW CTR. ON GLOBAL CLIMATE CHANGE, THE U.S.

ELECTRIC POWER SECTOR ANDCLIMATE CHANGE MITIGATION (2005). 3 EIA, ენერგეტიკის ყოველწლიური ალმანახი, 2009

5

წარმოადგენს. ელექტროენერგიისათვის ამ სტატუსის მინიჭება, მის მიერ მოტანილი

უზარმაზარი სოციალური სარგებლისა და სიკეთის შედეგია. დიდია ელექტროენერგიის როლი

ჯანდაცვაში, განათლებაში, საზოგადოების მწარმოებლურობის ამაღლებასა და ეკონომიკურ

განვითარებაში. ყოველგვარი გადაჭარბების გარეშე შეიძლება ითქვას, რომ ელექტროენერგია

თანამედროვე ადამიანის ცხოვრების განუყოფელი ნაწილია.

გასაოცარია, მაგარამ ელექტროენერგიის დიდი მნიშვნელობის მიუხედავად ის ხშირად

შეუმჩნეველია. ის „სცენის უკან დგას“ და ადამიანებისთვის შესამჩნევი ხდება მხოლოდ მაშინ,

როდესაც მისი მიწოდება წყდება და შედეგად ჩვენ ვეღარ ვიყენებთ კომუნიკაციებს, ინტერნეტს,

აღარ გვაქვს განათება და გათბობა, ვეღარ ვუყურებთ ფილმებს და ვეღარ ვუსმენთ მუსიკას. თუ

ელექტრული მოწყობილობების უმრავლესობა ადამიანის სიცოცხლისათვის აუცილებელი არაა,

ზოგიერთი მათგანის გარეშე ადამიანთა სიცოცხლე საფრთხეშია. ეს კი კიდევ უფრო ზრდის

საიმედო ელექტროსადგურების, გადამცემი ხაზებისა და ზოგადად, საიმედო და უწყვეტი

ელექტრომომარაგების აუცილებლობას.

1.3. Dramatis Personae ანუ ელექტროენერგეტიკული სექტორის ძირითადი მოთამაშეები

სანამ ელექტრონერგეტიკული ბაზრების ანალიზს შევუდგებოდეთ, მანამდე

სასარგებლოა იმ ორგანიზაციებისა და კომპანიების სხვადასხვა ტიპების განხილვა, რომლებიც

მნიშვნელოვან როლს თამაშობენ ამ ბაზრებზე. ეს ორგანაზაციები ასევე შეგვხვდება მომდევნო

თავებში, სადაც ისინი უფრო დეტალურად და სპეციფიკურად იქნება დახასიათებული.

რადგანაც, ელექტროენერგეტიკული ბაზრების განვითარება სხვადასხვა ქვეყნებში

განხვავებული ტემპებითა და მიმართულებებით წარიმართა, ქვემოთ დახასიათებული

ორგანიზაციები არ შეიძლება იყოს წარმოდგენილი თითოეულ და ყოველ

ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე. ზოგიერთ შემთხვევაში, ერთმა კომპანიამ ან ორგანიზაციამ

შეიძლება განახორციელოს ქვემოთ აღწერილი ფუნქციები.

ვერტიკალურად ინტეგრირებული მონოპოლიები (Vertically Integrated Utilities) ფლობენ

როგორც ელექტროსადგურებს, ისე გადაცემისა და განაწილების ქსელს. ტრადიციულ

რეგულირების სისტემაში, ასეთი კომპანია წარმოადგენს კონკრეტულ გეოგრაფიულ

ტერიტორიაზე ბუნებრივ მონოპოლიას ელექტრომომარაგებაში. ელექტროენერგეტიკული

ბაზრების ლიბერალიზაციის შემთხვევაში, ელექტროენერგიის წარმოება გამოყოფილია

ქსელური საქმიანობებისაგან.

გენერაციის ობიექტები (Generating Companies) აწარმოებენ და ჰყიდიან ელექტროენერგიას. მათ

ასევე შეიძლება გაყიდონ ისეთი დამხმარე მომსახურებები როგორიცაა, სარეზერვო სიმძლავრე,

ძაბვისა და სიხშირის რეგულირება, რომლებიც ესაჭიროება სისტემის ოპერატორს

ელექტროენერგიის ხარისხისა და უწყვეტი ელექტრომომარაგების უზრუნველსაყოფად.

გენერაციის ობიექტი შეიძლება იყოს ერთი ელექტროსადგური ან ფლობდეს რამდენიმე

ელექტროსადგურების პორტფოლიოს. ზოგჯერ, როდესაც ვერტიკალურად ინტეგრირებული

მონოპოლიების გვერდით არსებობენ დამოუკიდებელი გენერაციის კომპანიები, მათ უწოდებენ

ელექტროენერგიის დამოუკიდებელ მწარმოებლებს (ედმ, Independent Power Producers, IPP)

ისინი ელექტროენერგიას ჰყიდიან არარეგულირებადი ხელშეკრულების საფუძველზე.

გამანაწილებელი კომპანიები (Distribution Companies) ფლობენ და ექსპლუატაციას უწევენ

დაბალი ძაბვის გადამცემ ქსელს (სადისტრიბუციო ქსელი). ტრადიციული რეგულირების

6

პირობებში, ისინი ფლობენ ელექტროენერგიის მიწოდებაზე მონოპოლიურ ძალაუფლებას

ყველა იმ მომხმარებელზე, რომლებიც მიერთებულნი არიან მათ ქსელზე. დერეგულირებულ

ბაზარზე კი ელექტროენერგიის საცალო მიწოდება გამოყოფილია ქსელური საქმიანობებისაგან.

საცალო მიმწოდებლები (Retailers) ყიდულობენ ელექტროენერგიას საბითუმო ბაზარზე და

შემდეგ ახდენენ მის რეალიზაციას იმ საცალო მომხმარებლებზე რომელთაც საბითუმო ბაზარზე

მონაწილეობის ან უფლება ან სურვილი არა აქვთ. საცალო მიმწოდებელი შეიძლება იყოს ის

კომპანიაც კი, რომელსაც არა აქვს გენერაციის, გადაცემის ან განაწილების აქტივები. ზოგიერთი

საცალო მიმწოდებელი წარმოადგენს გენერაციის ან განაწილების შვილობილ კომპანიებს. არ

არის აუცილებელი, რომ საცალო მიმწოდებლის ყველა მომხმარებელი მიერთებული იყოს ერთი

და იმავე გამანაწილებელი კომპანიის ქსელზე.

ბაზრის ოპერატორი (Market Operator) მართავს და აბალანსებს ელექტროენერგეტიკულ ბაზარს.

ზოგადად ბაზრის ოპერატორები მართავენ კომპიუტერულ სისტემას რომლის ფუნქციაცაა

ელექტროენერგიის მყიდველებისა და გამყიდველების განაცხადების თანხვედრა და

წონასწორული ფასის განსაზღვრა. ბაზრის ოპერატორის ფუნქციას ასევე წარმოადგენს ბაზრის

მოთამაშეების ანგარიშსწორების უზრუნველყოფა. ზოგიერთ ელექტროენერგეტიკულ

სისტემაში კი არსებობს დამოუკიდებელი ორგანიზაცია, რომელიც უზრუნველყოფს ბაზრის

მონაწილეებს შორის ანგარიშსწორებას (კლირინგს).

ბაზრის საკლირინგო დაწესებულება (Market Clearing House) პასუხისმგებელია სავაჭრო

ანგარიშების შექმნაზე, ელექტროენერგიით ვაჭრობის კლირინგზე, მინიმალური ფულადი

შენატანების მოკრებასა და ვაჭრობაში მონაწილე მხარეებს შორის ფინანსური ურთიერთობების

რეგულირებაზე.

გადაცემის სისტემის ოპერატორის (გსო, Transmission System Operator, TSO)4 ძირითადი

მოვალეობაა ელექტროენერგეტიკული სისტემის საიმედოობის უზრუნველყოფა. თუ ბაზრის

ოპერატორის მოვალეობაა მოთხოვნისა და მიწოდების თანხვედრა წინა დღის ბაზარზე, გსო

მართავს ფიზიკურ სისტემას და უზრუნველყოფს ბალანსის დაცვას ელექტროენერგიის

წარმოებასა და მოხმარებას შორის რეალურ დროში. ევროკავშირის 2009/72/EC დირექტივაში

გსო განმარტებულია როგორც: ფიზიკური ან იურიდიული პირი, რომელიც პასუხისმგებელია

გადაცემის სისტემის ოპერირებაზე, მდგრადობის შენარჩუნებასა და საჭიროების შემთხვევაში

მის განვითარებაზე, ასევე მის დაკავშირებაზე სხვა სისტემებთან და სისტემის გრძელვადიან

საიმედოობაზე ელექტროენერგიის გადაცემისათვის არსებული მოთხოვნების შესრულების

მიზნით.

გადამცემი კომპანიები (Transcos) ფლობენ მაღალი ძაბვის გადამცემ ხაზებსა და

ტრანსფორმატორებს. ისინი ექსპლუატაციას უწევენ თავიანთ აქტივებს გსო-ს ინსტრუქციების

მიხედვით.

4 არსებობს გასნხვავება ევროპულ და ამერიკულ კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებს შორის

სტრუქტურული ორგანიზების თვალსაზრისით. უმეტეს ამერიკულ რეგიონულ ბაზრებზე, წინა დღის

ბაზრის მართვა და გადაცემის სისტემის ოპერირება ხორციელდება ერთი იურიდიული პირის - სისტემის

დამოუკიდებელი ოპერატორის მიერ (Independent System Operator, ISO). რაც შეეხება, ევროპულ

ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებს, ბაზრის ოპერატორი მართავს წინა დღის ბაზარს, ხოლო გადაცემის

სისტემის ოპერატორი (TSO) აბალანსებს ელექტროენერგიის ფიზიკურ ნაკადებს რეალურ დროში, ანუ

სხვა საქმიანობებთან ერთად ეწევა დისპეტჩერიზაციის საქმიანობას.

7

მარეგულირებელი (The regulator) წარმოადგენს სახელმწიფო ორგანიზაციას, რომლის მთავარი

ამოცანაა ელექტროენერგეტიკული სექტორის სამართლიანი და ეფექტიანი ფუნქციონირების

უზრუნველყოფა. მარეგულირებელი შეიმუშავებს და დაამტკიცებს ელექტრონერგეტიკული

ბაზრის წესებსა და ასევე მონიტორინგს უწევს ამ წესების განხორციელებას. მარეგულირებლის

საქმიანობა ასევე მოიცავს ბუნებრივი მონოპოლიებისათვის რეგულირებული ტარიფების

დაწესებასა და მონოპოლიური ძალაუფლების ბოროტად გამოყენების წინააღმდეგ შესაბამისი

ღონისძიებების შემუშავება-გატარებას.

საცალო მომხმარებლები (Small consumers) ყიდულობენ ელექტროენერგიას საცალო

მიმწოდებლისგან და ელექტროენერგეტიკულ სისტემასთან დაკავშირებულნი არიან

ადგილობრივი გამანაწილებელი კომპანიის მეშვეობით. ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე მათი

მონაწილეობა შეზღუდულია და მხოლოდ ზოგიერთ ბაზარზე შეუძლიათ მათ სასურველი

საცალო მიმწოდებლის შერჩევა.

დიდი მომხმარებლები (Large consumers) ხშირ შემთხვევაში აქტიურად მონაწილეობენ

საბითუმო ბაზარზე და შეისყიდიან ელექტროენერგიას საკუთარი მოხმარებისთვის. ზოგიერთი

დიდი მომხმარებელი პირდაპირ მიერთებულია გადაცემის ქსელზე. კონკურენტულ

ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე, დიდი მომხმარებლების ნაწილმა შესაძლოა გსო-ს

შეთავაზონ საკუთარი მომხმარების გაკონტროლება, რასაც თავის მხრივ, გსო სისტემის

დაბალანსებისთვის გამოიყენებს.

1.4. კონკურენციის სხვადასხვა მოდელი

სხვადასხვა ელექტროენერგეტიკული ბაზრები კონკურენციის განსხვავებული დონით

ხასიათდება. ჰანტი და შათლვორსი (1996) თავიანთ ნაშრომში წარმოადგენენ

ელექტროენერგეტიკული სექტორის 4 ტიპს კონკურენციის დონის მიხედვით, რეგულირებული

მონოპოლიიდან სრულყოფილ კონკურენციამდე.

1.4.1. პირველი მოდელი: მონოპოლია

კონკურენციის პირველი მოდელი წარმოადგენს ტრადიციულ რეგულირებად

მონოპოლიას (იხ. ნახაზი 1.2). ქვემოდელი (ა) წარმოადგენს შემთხვევას, როდესაც

ელექტროენერგიის წარმოება, გადაცემა და განაწილება ერთი კომპანიის მიერ ხორციელდება.

ქვემოდელში (ბ) ელექტროენერგიის წარმოება და გადაცემა ხორციელდება ერთი კომპანიის

მიერ, რომელიც ჰყიდის ელექტროენერგიას ადგილობრივ გამანაწილებელ კომპანიებზე. ამ

მოდელის მიხედვით ელექტროენერგიით ვაჭრობა შესაძლებელია განხორციელდეს ორმხრივი

ხელშეკრულებების საფუძველზე, თუმცა მხოლოდ საბითუმო დონეზე, როგორც ეს

მითითებულია ნახაზზე 1.2.

8

ნახაზი 1.2. მონოპოლიის მოდელი. ქვემოდელში (ა) წარმოდგენილია ვერტიკალურად ინტეგრირებული

მონოპოლია, ხოლო ქვემოდელში (ბ) ვერტიკალურად ინტეგრირებული კომპანიისაგან გამოყოფილია

გამანაწილებელი კომპანია

1.4.2. მეორე მოდელი: შემსყიდველი სააგენტო

ამ მოდელში უკვე შემოტანილია კონკურენციის ელემენტები. ვერტიკალურად

ინტეგრირებული კომპანია უკვე აღარ ფლობს ყველა გენერაციის წყაროს (იხ. ნახაზი 1.3).

ელექტროენერგიის დამოუკიდებელი მწარმოებლები მიერთებულნი არიან

ელექტროენერგეტიკულ სისტემასთან და მათ მიერ გამომუშავებულ ენერგიას ჰყიდიან

კომპანიაზე, რომელიც წარმოადგენს საბითუმო ელექტროენერგიის შემსყიდველ სააგენტოს.

ნახაზი 1.3 (ბ) გვიჩვენებს ამ მოდელის კიდევ უფრო განვითარებულ და კონკურენტულ სქემას,

სადაც საბითუმო ელექტროენერგიის შემსყიდველი სააგენტო აღარ ფლობს არცერთ გენერაციის

წყაროს და ენერგიას ჰყიდულობს მთლიანად დამოუკიდებელი მწარმოებლებისაგან.

გამანაწილებელი კომპანიები ასევე გამოყოფილნი არიან და ისინი თავიანთ მომხმარებლებს

ამარაგებენ შემსყიდველი სააგენტოდან შეძენელი ელექტროენერგიით.

ასეთი მოდელის არსებობის შემთხვევაში შემსყიდველი სააგენტო უნდა იყოს

რეგულირებადი საქმიანობა, რადგან მას გააჩნია მონოპოლიური ძალაუფლება

ელექტროენერგიის დამოუკიდებელ მწარმოებლებზე, ხოლო მონოფსონიური ძალაუფლება -

გამანაწილებელ კომპანიებზე. ამგვარი ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მოდელი შეიცავს

9

მნიშვნელოვან კონკურენციის ელემენტებს გენერაციის სფეროში, თუმცა ელექტროენერგიის

მთლიანი ღირებულება ხარჯებს ასახავს განსხვავებულად, ვიდრე ეს ხდება ლიბერალიზებული

ბაზრის პირობებში.

ნახაზი 1.3. შემსყიდველი სააგენტოს მოდელი. ქვემოდელი (ა) წარმოდგენს ვერტიკალურად

ინტეგრირებული მოდელს - ხოლო ქვემოდელი (ბ) სეგრეგირებულს

1.4.3 . მესამე მოდელი: კონკურენცია საბითუმო დონეზე

ამ მოდელის მიხედვით (იხ.ნახაზი 1.4), არ არსებობს ცენტრალური ორგანიზაცია

რომელიც პასუხისმგებელია ელექტროენერგიის მიწოდებაზე. ამის ნაცვლად, გამანაწილებელი

კომპანიები მომხარებლისათვის პირდაპირ გენერაციის ობიექტებისაგან ყიდულობენ

ელექტროენერგიას. ეს ტრანზაქციები ხორციელდება საბითუმო დონეზე. ხშირდ დიდ

მომხმარებლებს უფლება აქვთ შეიძინონ ელექტროენერგია საბითუმო ბაზარზე. საბითუმო

დონეზე ცენტრალიზებულია მხოლოდ ელექტროენერგიის სპოტური ბაზრის ორგანიზება და

გადამცემი სისტემის ოპერირება. რაც შეეხება საცალო დონეს, ის რჩება მონოპოლიზებული,

რამდენადაც თითოეული გამანაწილებელი კომპანია არამარტო ეწევა ქსელურ საქმიანობას,

არამედ წარმოადგენს მის ქსელზე მიერთებული მომხმარებლების ერთადერთ მიმწოდებელს.

ეს მოდელი უზრუნველყოფს საგრძნობლად მეტ კონკურენციას გენერაციის

ობიექტებისათვის, რადგანაც საბითუმო ელექტროენერგიის ფასი განისაზღვრება მოთხოვნისა

და მიწოდების ურთიერთქმედების შედეგად. მეორე მხრივ, ელექტროენერგიის საცალო ფასი

(ტარიფი) რეგულირებული უნდა იყოს, რამდენადაც საცალო მომხმარებლებს არა აქვთ

მომწოდებლის შერჩევის საშუალება. ეს სიტუაცია წარმოქმნის გამანაწილებელი კომპანიების

გაკოტრების რისკს იმ შემთხვევაში, თუ საბითუმო ელექტროენერგიის ფასი ავარდება.

10

ნახაზი 1.4. კონკურენტული საბითუმო ელექტროენერგის ბაზრის მოდელი

1.4.4. მეოთხე მოდელი: კონკურენცია საცალო დონეზე

ნახაზზე 1.5 მოცემულია კონკურენტული ელექტროენერგიტკული ბაზრის უკიდურესად

განვითარებული მოდელი, სადაც ნებისმიერ მომხმარებელს შეუძლია აირჩიოს

ელექტროენერგიის სასურველი მიმწოდებელი. ამ მოდელის მიხედვით, დიდი მომხმარებლები

ელექტროენერგიას პირდაპირ საბითუმო ბაზრიდან ყიდულობენ, ხოლო ტრანზაქციული

დანახარჯების შემცირების მიზნით, საცალო მომხმარებლები ელექტროენერგიას საცალო

მიმწოდებელბისაგან შეიძენენ. მეოთხე მოდელში, ქსელური საქმიანობა გამიჯნულია საცალო

მიწოდების საქმიანობისაგან და გამანაწილებელი კომპანია უკვე აღარ ფლობს მის ქსელზე

მიერთებულ მომხმარებლებზე ენერგიის მიწოდების მონოპოლიურ ძალაუფლებს. შესაბამისად

ამ მოდელში, მონოპლიურ საქმიანობას მხოლოდ გადამცემი და გამანაწილებელი ქსელის

ოპერირება წარმოადგენს. სწორედ ამის გამო, გადამცემი და გამანაწილებელი ქსელის

მომსახურების საფასური დგინდება მარეგულირებლის მიერ.

კონკურენტული ბაზრის ჩამოყალიბების შემდეგ საცალო ფასის რეგულირება

აუცილებლობას აღარ წარმოადგენს, რამდენადაც საცალო მომხმარებლებს შეუძლიათ

ელექტროენერგიის მიმწოდებლის შეცვლა უკეთესი შემოთავაზების შემთხვევაში.

ეკონომიკური თეორიის გადმოსახედიდან აღნიშნული მოდელი ეფექტიანია, რამდენადაც

ელექტროენერგიის ფასი განისაზღვრება საბაზრო ძალების ურთიერთკავშირის საფუძველზე.

თუმცა, ამ მოდელის პრაქტიკაში დანერგვა მოითხოვს დიდი რაოდენობით ინვესტიციების

განხორციელებას გამრიცხველიანების, კომუნიკაციებისა და მონაცემთა დამუშავების

მიმართულებით.

11

ნახაზი 1.5. კონკურენტული საცალო ელექტროენერგიის ბაზრის მოდელი

კონკურენცია და პრივატიზება

ბევრ სახელმწიფოში ელექტროენერგიის სექტორში კონკურენციის შემოღება

უკავშირდება ინდუსტრიის ყველა ან რამდენიმე კომპონენეტის პრივატიზებას. პრივატიზება

არის პროცესი, როდესაც სახელმწიფო საკუთრებაში არსებულ კომპანიებს მთავრობა ყიდის

კერძო ინვესტორებზე. ეს კომპანიები შემდეგ კერძო კომპანიებად გადაიქცევა. თუმცა, უნდა

აღინიშნოს, რომ პრივატიზება კონკურენციის შემოღების პრერეკვიზიტი არ გახლავთ. ზემოთ

განხილული ოთხი მოდელიდან არცერთი არ გულისხმობს საკუთრების ერთ სახეს.

სახელმწიფო საკუთრებაში არსებული კომპანიები ბევრ შემთხვევაში კონკურენციას უწევენ

კერძო კომპანიებს.

1.5. მოთხოვნა და მიწოდება ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე

როდესაც დიდი ბრიტანეთის მაშინდელმა ფინანსთა მინისტრმა უილიამ

გლედსტოუნმა, ცნობილ ფიზიკოსს, მაიკლ ფარადეის ჰკითხა

ელექტროენერგიის პრაქტიკული ღირებულების შესახებ, ფარადეიმ მას

უპასუხა: „ერთ მშვენიერ დღეს თქვენ შეგეძლებათ მისი დაბეგვრა, სერ!“

დღესდღეობით, ელექტროენერგიის დიდი რაოდენობით შენახვა არაეკონომიური და

შეუძლებელიც კი არის, ამიტომ მისი წარმოება და მოხმარება თითქმის პარალელურ რეჟიმში

მიმდინარეობს. შესაბამისად, ელექტროენერგიის წარმოება იმ ოდენობით ხდება, რა

ოდენობითაც ხდება მისი მოხმარება. ელექტროენერგიით ვაჭრობა ყოველთვის გულისხმობს

12

კონკრეტული ოდენობის მეგავატ საათს, რომლის მიწოდებაც ხდება კონკრეტულ დროს.

დროის პერიოდის ხანგრძლივობა საათს, ნახევარ საათს ან თხუთმეტ წუთს ეფუძნება. ამ დროს

მხედველობაში მიიღება ის ქვეყანა, თუ რეგიონი, სადაც ბაზარი მდებარეობს. რადგან დროის

ერთი მონაკვეთის განმავლობაში მიწოდებული ელექტროენერგია განსხვავდება დროის სხვა

მონაკვეთში მოწოდებული ელექტროენერგიისაგან, ფასიც შესაბამისად განსხვავებულია.

მოთხოვნა კი დროის ზუსტად ამ მონაკვეთების დასაწყისში შეიძლება არ შეიცვლოს.

შესაბამისად, სისტემის ბალანსის შესანარჩუნებლად გარკვეული ზომები უნდა იქნას

მიღებული. ასეთი ზომები ხშირად ელექტროენერგიით ვაჭრობას გულისხმობს, მათ ხშირად

განიხილავენ როგორც ელექტროენერგიის დამხმარე მომსახურებებს (ancillary services) და არა

საქონელს. დამხმარე მომსახურებებისა და ელექტროენერგიის, როგორც საქონლის, ბაზრების

მუშაობის პრინციპები განხილულია მეშვიდე თავში, მანამდე კი მის უნიკალურ

თავისებურებებზე შევჩერდებით.

1.5.1. რა განსხვავებაა მეგავატ საათსა და ბარელ ნავთობს შორის?

ელექტროენერგეტიკული ბაზრების განვითარება ეფუძნება მოსაზრებას, რომ

ელექტროენერგია შესაძლოა განხილულ იქნას როგორც საქონელი. თუმცა დიდი განსხვავებაა

ხორბალს, ბარელ ნავთობს, კუბურ მეტრ გაზსა და ელექტროენერგიას შორის. ამ განსხვავებებს

მნიშვნელოვანი გავლენა აქვს ელექტროენერგეტიკული ბაზრების ორგანიზების წესზე.

ძირითადი და ფუნდამენტური განსხვავება ის გახლავთ, რომ ელექტროენერგია

გადაჯაჭვულია იმ სისტემასთან, რომელიც ნებისმიერ ბაზარზე სწრაფად ფუნქციონირებს. ამ

სისტემაში მოთხოვნა და მიწოდება, გენერაცია და დატვირთვა წამების სიზუსტით უნდა იქნას

დაბალანსებული.

თუ ეს ბალანსი არ არის შენარჩუნებული, სისტემა კატასტროფულ შედეგებამდე მიდის.

ასეთი მარცხი გარდაუვალია, რადგან მხოლოდ ვაჭრობის სისტემა კი არ წყვეტს

ფუნქციონირებას, არამედ შესაძლოა მთელი რეგიონი ან რომელიმე სახელმწიფო საათების

განმავლობაში ელექტროენერგიის გარეშე დარჩეს.

ელექტროენერგეტიკული სისტემის აღდგენას შესაძლოა 24 საათზე მეტიც კი

დასჭირდეს. იმდენად სერიოზულია სისტემის გათიშვის სოციალურ-ეკონომიკური შედეგები,

რომ არცერთი მთავრობა არ ისურვებდა ამგვარი პრობლემების შექმნის ალბათობის არსებობას

საკუთარ საბაზრო მექანიზმში.

ელექტროენერგიის მოთხოვნასა და მიწოდებას შორის ბალანსის შენარჩუნება არ

შეიძლება მხოლოდ ისეთი მერყევი ინსტიტუტის იმედზე დარჩეს, როგორიცაა ბაზარი. ბალანსი

შენარჩუნებულ უნდა იქნას ნებისმიერ ფასად, იმ მექანიზმის მეშვეობით, რომელიც თავად

ბაზარზე არ არის დამოკიდებული.

კიდევ ერთი ფუნდამენტური განსხვავება ელექტროენერგიასა და სხვა საქონელს შორის

ის არის, რომ ერთი გენერატორის მიერ წარმოებული ენერგია ერთ კონკრეტულ მომხმარებელს

არ ხმარდება. და პირიქით, ერთი მომხმარებელი ერთი კონკრეტული გენერატორისაგან არ

იღებს ელექტროენერგიას. სხვა საქონლისაგან განსხვავებით, სხვადასხვა გენერაციის

ობიექტების მიერ წარმოებული ელექტროენერგია აგრეგირებულია და ისე მიეწოდება

მომხმარებელს. ეს აგრეგირება შესაძლებელია, რადგანაც სისტემაში შემოდინებული

13

ელექტრული ენერგია ერთი სახისაა, განურჩეველად იმისა, თუ რომელმა გენერატორმა აწარმოა

ის.

ელექტროენერგიის აგრეგირება სასურველია, რადგან ის ღირებულ ეკონომიკურ

მასშტაბს მოიცავს: მაქსიმალური წარმოების სიმძლავრე უნდა შეესაბამებოდეს მაქსიმალურ

აგრეგირებულ მოთხოვნას, ვიდრე მაქსიმალური ინდივიდუალური მოთხოვნის ღირებულებას.

მეორე მხრივ, სისტემის გათიშვა ზეგავლენას ახდენს ყველაზე და არა მხოლოდ გარიგების

უშუალო მხარეებზე.

და ბოლოს, მოთხოვნა ელექტროენერგიაზე განსხვავებულ ციკლს მოიცავს. თუმცა ეს

ერთადერთი საქონელია, რომლისთვისაც მოთხოვნა გარკვეულ ციკლს გადის. ყავის მოხმარება,

მარტივი მაგალითი რომ მოვიყვანოთ, 2 ან 3 პიკს აღწევს დღეში მოხმარების თვალსაზრისით.

ყავით ვაჭრობა არ საჭიროებს რაიმე სპეციალური მექანიზმის არსებობას, რადგან

მომხმარებლებს ადვილად შეუძლიათ მისი შენახვა. თუმცა, ელექტროენერგია წარმოებისთანავე

უნდა იქნას მოხმარებული.

მოთხოვნისა და მიწოდების თანხვედრა მოითხოვს იმგვარი მოწყობილობების

არსებობას, რომელთაც შეუძლიათ დიდი და სწრაფი ცვლილებებისათვის ფეხის აწყობა, რაც

ხშირად ხდება დღის განმავლობაში მოხმარების დროს.

როდესაც მოთხოვნა დაბალია, მხოლოდ ყველაზე მძლავრი სადგურები შეძლებენ

კონკურენტუნარიანობის შენარჩუნებას და სხვა სადგურები კი დროდადრო არ იმუშავებენ. ამ

ნაკლებად ეფექტიანი სადგურების გამოყენება მხოლოდ პიკური მოთხოვნის დროს იქნება

შესაძლებელი. ზღვრული წარმოება იცვლება დატვირთვის გაზრდის ან შემცირების დროს, ჩვენ

უნდა ვივარაუდოთ, რომ ელექტროენერგიის წარმოების ზღვრული ფასი დღის განმავლობაში

რამდენჯერმე შეიცვლება. ამგვარი სწრაფი ციკლური ცვლილებები საქონლის ფასსა და

ღირებულებაში საკმაოდ უჩვეულია.

ნებისმიერი ბაზარი, რაოდენ სპეციფიკურაც არ უნდა იყოს, მოთხოვნისა და მიწოდების

ურთიერთქმედების საფუძველზე ყალიბდება. მოთხოვნა-მიწოდების ურთიერთქმედება

თავისუფალი ბაზრის პირობებში, განსაზღვრავს წონასწორულ ფასს. შემდგომ ქვეთავებში,

სწორედ მოთხოვნისა და მიწოდების თავისებურებებზე გვექნება საუბარი.

1.5.2. ელექტროენერგიის მოთხოვნა

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა5 მუდმივად იცვლება. ყოველ ჯერზე, როდესაც შუქი

ინთება ან კომპიუტერი ირთვება, ელექტროენერგეტიკული სიტემის დატვირთვა იცვლება.

რადგანაც ელექტრონერგიის შენახვა შეუძლებელია, ეს ცვალებადი მოთხოვნა მუდმივად

დაბალნსებული უნდა იყოს შესაბამისი მიწოდებით. მიუხედავად იმისა, რომ უამრავი

ტექნიკური მოწყობილობა და საბალნსო ბაზრის მექანიზმები ემსახურება ამ ამოცანას, მაინც

სისტემას სჭირდება დამატებითი მობილური სიმძლავრეები მოთხოვნა-მიწოდების რეალურ

დროში დაბალანსებისათვის. სისტემაში ჭარბი სიმძლავრეების აშენება ამ პრობლემის გადაჭრის

ერთ-ერთი გზაა, თუმცა ამ სარეზერვო სიმძლავრეების შენახვის მომსახურების საფასური

5 ამ თავის კონტექსტიდან გამომდინარე ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა და დატვირთვა სინონიმური

ცნებებია. ის აღნიშნავს რომელიმე კონკრეტული ელექტრული ქსელიდან ელექტროენერგიის

მომხმარებას.

14

საკმაოდ მაღალია და დიდ ეკონომიკურ ხარჯებთანაა დაკავშირებული. ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნის ზუსტი შეფასება კი სისტემის მიზანშეწონილი დაგეგმვის საფუძველია.

ელექტროენერგეტიკული სისტემის ოპერატორები ვალდებულნი არიან შეაფასონ

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა, რადგანაც მისი მიწოდება უნდა მოხდეს იქ და მაშინ, როდესაც

ის მომხმარებელს ესაჭიროება. მოკლევადიან პერიოდში ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის

პროგნოზი საჭიროა ელექტროსადგურების მუშაობისა და რემონტის განრიგის დაგეგმვისათვის,

ხოლო გრძელვადიანი მოთხოვნის პროგნოზი - ახალი ელექტროსადგურების, გადამცემი

ხაზებისა და ინფრასტრუქტურის მშენებლობის დაგეგმვისათვის. ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნის შეფასება ასევე მნიშვნელოვანია ელექტრონერგიით მოვაჭრეთათვის (traders),

რადგანაც ელექტროენერგიის ფასი დიდწილად დამოკიდებულია მის მოთხოვნაზე. ყოველივე

ზემოთ აღნიშნულიდან გამომდინარე, მოთხოვნის შეფასებასა და პროგნოზს დიდი მნიშველობა

ენიჭება ელექტროენერგეტიკული სექტორისა და ბაზრის (განსაკუთრებით კი კონკურენტულის)

წარმატებული ფუნქციონირებისათვის.

საბედნიეროდ, ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა საკმაოდ პროგნოზირებადია. ის თითქმის

ციკლურად იცვლება, სეზონის, დღისა და საათის მიხედვით. თითოეულ კონკრეტულ

გეოგრაფიულ ტერიტორიაზე, ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის პროფილი თითოეული

პერიოდისთვის შეიძლება შედარებით მსგავსი იყოს, თუმცა ის განსხვავებულია ქვეყნებისა და

რეგიონების მიხედვით. შესაბამისად, დღიური, კვირეული და სეზონური ელექტროენერგიის

მოთხოვნის მრუდები განსხვავდება ქვეყნების მიხედვით. სანამ ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნის დროის ასპექტებს შევეხებით, მანამდე განვიხილოთ მომხმარებელთა ტიპები.

1.5.2.1. ელექტროენერგიის მომხმარებლთა ტიპები

ელექტროენერგიის მომხმარებლებთა კატეგორებად დაყოფის ყველაზე გავრცელებული

ფორმაა მათი დაყოფა საყოფაცხოვრებო, კომერციულ და ინდუსტრიულ მომხმარებლებად.

საყოფაცხოვრებო მომხმარებლები წარმოადგენენ საოჯახო მეურნეობებს. ტიპიურად

ისინი ელექტროენერგიას მოიხმარენ სამუშაო დღის დაწყებამდე და მის შემდეგ. უხეში

გაანგარიშებებით საყოფაცხოვრებო მომხმარებლები ელექტროენერგიის დიდ ნაწილს

მოიხმარენ დილის 6 საათიდან დილის 9 საათამდე და საღამოს 6 საათიდან ღამის 12

საათამდე. ზოგიერთი საყოფაცხოვრებო მომხმარებელი ელექტროენერგიას მოიხმარს

მთელი დღის განმავლობაში. საყოფაცხოვრებო სექტორი მოიცავს როგორც

მრავალბინიან, ისე კერძო საცხოვრებელ სახლებს.

კომერციული მომხმარებლები არიან ოფისები და მსგავსი დაწესებულებები. ზოგადად,

ამ კატეგორიის მომხმარებლები ელექტროენერგიას მოიხმარენ სტანდარტული

განრიგით, სამუშაო დღეებსა და საათებში. კომერციული მომხმარებლები ძირითადად

ელექტროენერგიას მოიხმარენ კონდენცირების, გათბობისა და კომპიუტერებისთვის.

ინდუსტრიული მომხმარებლები აწარმოებენ ნახევარფაბრიკატებსა და მზა

პროდუქციას. ინდუსტრიული მომხმარებლები საკმაოდ დიდი ჯგუფია და მათ

შეიძლება ჰქონდეთ ან არ ჰქონდეთ სტანდარტული წლიური მოხმარება. დიდი

ინდუსტრიული კომპანიები ამჯობინებენ პირდაპირ ხელშეკრულებებს

ელექტროენერგიის უწყვეტ და საიმედო მოწოდებაზე.

15

1.5.2.2. ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის დღიური და კვირეული მრუდები

შუა ღამის საათებში ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა მინიმუმამდე მცირდება. დილით კი,

როდესაც ადამიანები იღვიძებენ, ისინი რთავენ სხვადასხვა ელექტრულ და მექანიკურ

მოწყობილობებს, რკინიგზა უფრო ინტენსიურად იწყებს მუშაობას, ოფისები და მაღაზიები

იღება, ინდუსტრია ზრდის დატვირთვას და შესაბამისად, ელექტროენერგიის მოხმარება

იზრდება. ქვემოთ მოცემულია ელექტროენერგიის დღიური დატვირთვის მრუდი თურქეთის

ელექტროენერგეტიკული სისტემისათვის. როგორც ნახაზიდან 1.6 ჩანს, დღე-ღამური

დატვირთვის მაჩვენებელი მაღალია დღისა და საღამოს საათებში და შუაღამის პერიოდში

საგრძნობლად ეცემა.

ნახაზი 1.6. თურქეთის ელექტროენერგეტიკული სისტემის დღე-ღამური დატვირთვის მრუდები,

ოთხშაბათ დღესა (10/19/2011) და კვირა დღეს (10/23/2011)

თუ კარგად დავაკვირდებით მრუდებს დამატებით შევამჩნევთ, რომ ელექტროენერგიის

მოხმარება საგრძნობლად ეცემა უქმე დღეს. მეტიც, იცვლება არა მარტო დატვირთვის მრუდის

სიდიდე, არამედ ზოგ შემთხვევაში მისი ფორმაც კი. ჩვენს მიერ მოყვანილ მაგალითში,

ოთხშაბათ დღეს, მოხმარების პიკი სამუშაო დღის პიკს - 12:00 საათს დაემთხვა, მაშინ როცა

კვირა დღის პიკი საღამოს საათებში დაფიქსირდა. დატვირთვის მრუდები ხშირად სრული

სიზუსტით ასახავს ადამიანის ეკონომიკურ და საყოფაცხოვრებო აქტივობებს. უქმე დღეებში

კომერციული და ინდუსტრიული მომხმარებლები ნაკლებ ელექტროენერგიას მოიხმარენ,

შესაბამისად ხშირ შემთხვევაში, მთლიანი ქვეყნის დატვირთვის მრუდი საყოფაცხოვრებო

სექტორის მოთხოვნის მრუდის პროციკლურია. შაბათს ან კვირა დღეს ელექტროენერგიის

მოხმარება შედარებით იკლებს, იგივე ტენდინციაა სხვა ოფიციალური დასვენების დღეებში.

1.5.2.3 ქვეთავში, ქეისის სახით განხილულია ნიდერლანდების სამეფო ქორწილის დროს

ელექტროენერგიის დატვირთვის უჩვეულო დინამიკა.

ელექტროენერგიაზე მნიშვნელოვან გავლენას ახდენს ასევე ტემპერატურა,

განსაკუთრებით კი ისეთ ქვეყნებში, სადაც ცხელი ან ცივი ჰავაა. მაგალითად, აბუ-დაბიში

15

17

19

21

23

25

27

29

გი

გავ

ატ.ს

აათ

ი კვირა დღის პიკი

ოთხშაბათის პიკი

16

(არაბთა გაერთიანებული საამიროები) იანვრის საშუალო დღიური მოხმარება 40%-ით ნაკლებია

ზაფხულის დღის საშუალო დღიურ მოხმარებაზე. ნახაზზე 1.7 მოცემულია ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნა აბუ-დაბიში ზაფხულისა და ზამთრის დღეებში.

ნახაზი 1.7. ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა აბუ-დაბიში, იანვრისა და აგვისტოს საშუალო დღიური

მოხმარება 2008 წელს

აბუ-დაბიში ზაფხულში მოთხოვნის ზრდის მთავარი ფაქტორია კონდიცირება. დღის

განმავლობაში ტემპერატურა იმატებს, რასაც შედეგად მოთხოვნის პიკი მოჰყვება.

განსხვავებული შემთხვევაა ცივ ქვეყნებში, სადაც ელექტროენერგიის მოხმარება

მაქსიმალურია ზამთრის დღეებში. მაგალითად, ნახაზზე 1.8 წარმოდგენილია ფინეთის

დღიური მოხმარება ზამთრისა და ზაფხულის კვირებში. კონტინენტური ევროპის ჩრდილო

ნაწილზე მდებარეობის გამო ფინეთში უკიდურესად ცივი ზამთარია. ელექტროენერგიით

გათბობა, ასევე მზის ნათების მოკლე პერიოდი ტიპიური ზამთრის დღის ბაზისურ

დატვირთვას 60 %-ით ზრდის ტიპიურ ზაფხულის დღესთან შედარებით.

ნახაზი 1.8. ელექტროენერგიაზე ტიპიური კვირეული მოთხოვნის მრუდები ფინეთში, 2010 წლის მესამე,

ოცდამერვე და ოცდამეთორმეტე კვირა

17

1.5.2.3. ქეისი 1: არაორდინალური დატვირთვის მრუდი: სამეფო ქორწილი

ნიდერლანდებში

ელექტროენერგიის მოხმარებაზე დღესასწაულებისა და საერო ღონისძიებების

ზეგავლენის თვალსაჩინო მაგალითია პრინც უილიამ ალექსანდერისა და არგენტინელი მაქსიმა

ზორაგუეტას ჯვრისწერის ცერემონიალი ნიდერლანდებში, 2002 წლის 2 თებერვალს. ეს დღე

უნიკალური გამოდგა ასევე ნიდერლანდების ელექტროენერგეტიკული სისტემის კონტროლის

ცენტრისათვის. ნახაზზე 1.9 გამოსახულია ელექტროენერგიის საპროგნოზო (მწვანე ფერში) და

რეალური (სტაფილოსფერში) მოხმარების მრუდები. საქორწინო ცერმონიის გამო,

ნიდერლანდების დაახლოებით 6.2 მილიონიანი მოსახლეობა მიეჯაჭვა ტელევიზორებს, ხოლო

სხვა საოჯახო ელექტრული ხელსაწყოები თითქმის არ ჩართულა, რამაც გამოიწვია

ელექტროენერგიის მოხმარების კლება.

სამოქალაქო ქორწინების დაწყებამდე 20 წუთით ადრე, ნიდერლანდებში

ელექტროენერგიის მოხმარების კლება დაიწყო, მაშინ როცა, შაბათ დღეებში ამ დროს მოხმარება

ყოველთვის იზრდებოდა. საპროგნოზო და რეალურ მაჩვენებლებს შორის სხვაობამ 650

მეგავატი შეადგინა. ბელგიისა და გერმანიის მეზობელმა სისტემებმა ასევე იგრძნეს ეს შედეგები,

ნიდერლანდების გენერაციის შემცირება მყისიერად ვერ მოხერხდა, რამაც გამოიწვია

დისბალანსი და 185 მეგავატის ოდენობის ექსპორტი ამ ქვეყნების მიმართულებით.

სამოქალაქო ქორწინების დასრულებისთანავე, 10:45 წუთიდან, ელექტროენერგიის

მოხმარების ვარდნაც დასრულდა. თუმცა, 11:15 წუთიდან მოხმარების ვარდნის მეორე ეტაპი

დაიწყო, როდესაც წყვილი ტაძარში შევიდა, თუმცა მას მინიმუმს არ მიუღწევია (ალბათ ყველას

არ ჰქონდა საშუალება მთლიანი ცერემონიისთვის ეყურებინა). მოხმარებამ მინიმუმს

(საპროგნოზო მაჩვენებლიდან მაქსიმალურ გადახრას) მაშინ მიაღწია, როდესაც წყვილი სამეფო

სასახლის აივანზე გამოვიდა და ერთმანეთს აკოცა. საღამოს 8 საათიდან ელექტროენერგიის

მოხმარება ჩვეულ ნორმას დაუბრუნდა. ეს მაგალითი, ასევე ნათლად წარმოაჩენს ძნელად

პროგნოზირებადი ელექტროენერგიის მოთხოვნისა და მიწოდების თანხვედრის სირთულეს.

ნახაზი 1.9. არაორდინალური დატვირთვის გრაფიკი ნიდერლანდებში, სამეფო ქორწილი, 2002 წლის 2

თებერვალი

18

1.5.2.4. ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის სეზონური ასპექტები

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნასა და ტემპერატურას შორის მჭიდრო დამოკიდებულება

არა მარტო განსაზღვრავს თუ დღის რომელ მონაკვეთში გაიზრდება ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნა, არამედ ის ელექტროენერგიის მთლიანი მოხმარების განმსაზღვრელიცაა.

ელექტროენერგიის მოხმარება განსაკუთრებით მაღალია ზამთრისა და ზაფხულის თვეებში,

ხოლო საგრძნობლად დაბალია გაზაფხულისა და შემოდგომის თვეებში (ნახაზი 1.10).

ნახაზი 1.10. ელექტროენერგიის თვიური მოხმარება თურქეთის რესპუბლიკაში, 2009 წლის დეკემბრიდან

2011 წლის დეკემბრამდე

თუ ზამთრისა და ზაფხულის თვეებში პიკური მოხმარებაა, შემოდგომისა და გაზაფხულის

თვეების მოხმარებას შუალედური მოხმარება ეწოდება. ამ თვეებშიც კი არის ის ბაზისური

დატვირთვა, რომელიც მინიმალურ მოთხოვნის მოცულობას წარმოადგენს ნებისმიერი

დღისათვის. ზოგიერთი ინდუსტრია მთელი წლის მანძილზე სტაბილურად, განსაზღვრულ

სტანდარტულ სამუშაო საათებში მოიხმარს ელექტროენერგიას. შესაბამისად,

ელექტროენერგიის მთლიანი მოხმარების ცვლილება დამოკიდებულია გამათბობელი და

გამაგრილებელი მოწყობილობების გამოყენების შედეგად. რადგანაც კლიმატი განსხვავდება

სხვადასხვა ქვეყანასა და რეგიონს შორის, მოხმარებული ელექტროენერგიის სეზონური

მრუდები ასევე განსხვავებულია ქვეყნებისა და რეგიონების მიხედვით.

საქართველოში ელექტროენერგიის მოხმარების პიკი ზამთრის თვეებში ფიქსირდება,

თუმცა სხვა ქვეყნებისაგან განსხვავებით ჩვენთან ზაფხულის თვეებში პიკური მოხმარება არ

შეინიშნება (იხ. ნახაზი 1.11). ჩვენი მეზობელი თურქეთი მაქსიმალური რაოდენობის

ელექტროენერგიას6 ზამთარში მოიხმარდა, თუმცა ტურიზმის განვითარებამ და

6 სწორედ სეზონური ასპექტები ქმნის იმის პირობებს, რომ საქართველოდან ჰიდროენერგიის ექსპორტი

გაიზრდოს თურქეთის მიმართულებით. თუკი ჩვენთან ჰიდროელექტროსადგურები თავიანთ მაქსიმუმს

ზაფხულში გამოიმუშავებენ და ეს ის პერიოდია, როდესაც საქართველოში ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნა მინიმალურია, წარმოიშობა ჰიდროენერგიის სიჭარბე და პოტენციურად მისი ათვისება უნდა

მოხდეს იქ, სადაც იმ დროისთვის მოთხოვნის პიკია, ანუ თურქეთში.

19

კონდიცირებაზე მოთხოვნის გაზრდამ ზაფხულის თვეების პიკური მოხმარება გაზარდა და

ზამთრის თვეებს გადაუსწრო.

ნახაზი 1.11. ელექტროენერგიის თვიური მოხმარება საქართველოში, 2010 წლის იანვრიდან 2012 წლის

მარტამდე

და ბოლოს, ტექნოლოგიურმა პროგრესმა უდიდესი გავლენა მოახდინა

ელექტროენერგიის მოთხოვნაზე. სხვადასხვა ელექტრული მოწყობილობები მუდმივად

ჩართულია და ელექტროენერგიას მოიხმარს. თუმცა, კონდიცირების სისტემის განვითარებამ

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის დინამიკა მთლიანად შეცვალა. ზაფხულის თვეების

მოხმარება მთელს მსოფლიოში უკიდურესად დაბალი მაჩვენებლიდან მაღალ მაჩვენებლამდე

შეიცვალა.

1.5.3. ელექტროენერგიის მიწოდება

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა მჭიდრო კავშირშია მის მიწოდებასთან. როგორც ზემოთ

აღინიშნა ელექტროენერგიის დიდი რაოდენობით შენახვა არ ხდება და წარმოება და მოხმარება

დროის ნებისმიერ მონაკვეთში დაბალანსებული უნდა იყოს. სისტემის ოპერატორები

მოთხოვნის პროგნოზს იყენებენ იმის განსასაზღვრავად, თუ რა სიმძლავრეები უნდა იყოს მზად

მოთხოვნის დაკმაყოფილებისათვის. ერთ-ერთი მნიშვნელოვანი ამოცანაა ასევე, იმ

მინიმალური ენერგიის განსაზღვრა, რაც მუდმივად უნდა მიეწოდებოდეს ელექტრულ ქსელს

დროის ნებისმიერ მონაკვეთში. ამ მინიმალურ დონეს ეწოდება საბაზისო დატვირთვა. საბაზისო

დატვირთვა განსაზღვრავს თუ რამდენი ელექტროსადგური უნდა იყოს ექსპლუატაციაში

ბაზისური მოთხოვნის დასაკმაყოფილებლად. ამ სიმძლავრეებს საბაზისო

ელექტროსადგურებად მოიხსენიებენ.

ელექტროენერგიის მიწოდება მარტო მის გენერაციას არ გულისხმობს. ის წარმოადგენს

რთულ სისტემას, რასაც მიწოდების ჯაჭვი ეწოდება. ელექტროსადგურში წარმოებული ენერგია

დაბალი ძაბვის ხაზებით გადაეცემა ტრანსფორმატორებს, სადაც ხდება ძაბვის ამაღლება.

ელექტროენერგიის გადაცემა გაცილებით ეფექტიანია მაღალი ძაბვის საშუალებით. მაღალი

20

ძაბვის გადამცემი ხაზების მეშვეობით ელექტროენერგია მიეწოდება ქვესადგურებს, სადაც

ხდება ძაბვის დადაბლება. ბოლო ეტაპზე, გამანაწილებელი ქსელის მეშვეობით

ელექტროენერგია მიეწოდება სახლებსა და ორგანიზაციებს (იხ. სქემა 1.1).

სქემა 1.1. ელექტროენერგიის ფიზიკური მიწოდების ჯაჭვი

ფუნქციონალური თვალსაზრისით ელექტროენერგიის მიწოდების ჯაჭვი შედგება,

გენერაციის, გადაცემის, განაწილებისა და საცალო მიწოდების საქმიანობებისგან. ამ თავის

მიზნებიდან გამომდინარე, ზოგადად მიმოვიხილავთ თითოეულ მათგანს, უფრო

დაწვრილებით კი ისინი წარმოდგენილი იქნება მომდევნო თავებში.

1.5.3.1. გენერაცია

გენერაცია მიწოდების ჯაჭვის პირველ რგოლს წარმოადგენს.7 ელექტროენერგიის

წარმოების მრავალი გზა არსებობს, თუმცა ნებისმიერი სახის ელექტროსადგურების მუშაობის

პრინციპი დამყარებულია შემდეგი სახის ტექნოლოგიურ სქემაზე: სპეციალური

მოწყობილობების საშუალებით პირველადი ენერგორესურსიდან მიიღება ამა თუ იმ სახის

შუალედური ენერგია, მისი საშუალებით ბრუნვაში მოდის ელექტროგენერატორი, რომელიც

გამოიმუშავებს ელექტროენერგიას.

თბოელექტროსადგურები შეიძლება საწვავად იყენებდნენ ქვანახშირს, ნავთობს ან ბუნებრივ

გაზს, ცხელი ორთქლის წარმოსაქმნელად და გენერატორის ასამუშავებლად. ყველა ზემოთ

ჩამოთვლილი საწვავის წვის შედეგად გამოიყოფა სათბური გაზები, მათ შორის ისეთები,

როგორიცაა კარბონის დიოქსიდი (CO2). გარემოს დაბინძურების დონე დამოკიდებულია

ელექტროსადგურის ეფექტიანობაზე. რაც უფრო მაღალი აქვს თბოსადგურს მარგი ქმედების

კოეფიციენტი, ის მით უფრო ნაკლებ გამონაბოლქვს გამოჰყოფს ერთ მგვტ.სთ-ზე. საწვავი

რესურსებიდან გარემოს ყველაზე მეტად აბინძურებს ქვანახშირი. სხვა მყარ და თხევად

7 თუმცა ზოგიერთ წყაროში საწვავისა და რესურსის მიწოდება გენერაციისათვის ცალკე არის

გამოყოფილი და შესაბამისად, გენერაცია წარმოადგენს მიწოდების ჯაჭვის მეორე რგოლს.

21

სათბობთან შედარებით, ქვანახშირის წვის შედეგად გარემოს დაბინძურება იზრდება 2-3 ჯერ

და უფრო მეტად.

ატომური ელექტროსადგურები გარდაქმნიან ატომურ ენერგიას ელექტრულ ენერგიად.

რადიოაქტიური ელემენტების (ურანი, პლუტონი, თორიუმი) ბირთვის გახლეჩის დროს

გამოიყოფა დიდი რაოდენობით სითბო, რაც გარდაქმნის წყალს ორთქლად და მოძრაობაში

მოჰყავს გენერატორი. სხვა საწვავების მსგავსად, ატომური ენერგიის გამოყენება იწვევს გარემოს

დაბინძურებას. განსაკუთრებულ დაბინძურებას კი გამდიდრებული ურანის გამოყენება და

მისი ნარჩენების დაკონსერვება იწვევს.

ჰიდროელექტროსადგურები ელექტროენერგიის წარმოების ფართოდ გავრცელებული და

შედარებით ძველი საშუალებაა. თბოელექტროსადგურებისაგან განსხვავებით, ისინი იყენებენ

წყლის კინეტიკურ ენერგიას ტურბინის ასამუშავებლად. უმეტეს შემთხვევებში მდინარეების

დაგუბებით იქმნება სპეციალური რეზერუარი და კაშხლიდან სპეციალური არხის საშუალებით

წყალი ეცემა ტურბინას, მუშაობაში მოჰყავს გენერატორი და წარმოიშობა ელექტროენერგია.

ჰიდროელექტროენერგიის გამომუშავება ძირითადად დამოკიდებულია წყლის მოცულობასა და

მისი ვარდნის სიჩქარეზე.

თბო, ჰიდრო და ატომური ელექტროსადგურები წარმოადგენენ მსოფლიოს

ელექტროგენერაციის ძირითად წყაროს. განახლებადი ენერგიებიდან ელექტროენერგიის

მიღება ფართო პოპულარობით სარგებლობს, განსაკუთრებით კი განვითარებულ ქვეყნებში.

მიუხედავად იმისა, რომ განახლებადი ენერგიების ათვისება ყოველწლიურად იზრდება, მათი

წილი მთლიან მსოფლიო წარმოებაში საკმაოდ დაბალია.

ნახაზი 1.12. მსოფლიოში ელექტროენერგიის წარმოება პირველადი ენერგორესურსების მიხედვით, 1973-

2008 წწ.

ნახაზზე 1.12 მოცემულია ელექტროენერგიის გამომუშავება მსოფლიოში, პირველადი

ენერგორესურსების მიხედვით, 1973 წლიდან - 2008 წლამდე. როგორც ნახაზიდან ჩანს,

ქვანახშირი წარმოადგენს ელექტროენერგიის მსოფლიო წარმოების ძირითად პირველად

22

ენერგორესურსს. 2008 წელს მის წილი მთლიანი გამომუშავების 40 %-ს შეადგენდა. ბუნებრივი

გაზის წვის შედეგად გამომუშავებული ელექტროენერგიის წილი მკვეთრად გაიზარდა 1973

წლიდან (12%) 2008 წლამდე (21%). ზრდის შედარებით დაბალი ტემპებით ხასიათდებოდა

ჰიდროელექტროენერგიისა და ატომური ელექტროენერგიის გამომუშავება. რაც შეეხება, ქარის,

მზის, გეოთერმული და სხვა განახლებად ენერგიებზე მომუშავე ელექტროსადგურებს, მათ 2008

წელს მსოფლიო ელექტროენერგიის წარმოების მხოლოდ 3% შეადგინეს.

1.5.3.2. გადაცემა და განაწილება

წარმოებულ ელექტრონერგიას მომხმარებლამდე მიტანა სჭირდება. გენერაციის

ობიექტები იყენებენ სხვადასხვა ტიპის გადამცემ ხაზებს, მაღალი ძაბვის გადამცემი ხაზები

საჭიროა ელექტროენერგიის შორ მანძილზე გადაცემისთვის, ხოლო დაბალი ძაბვის ხაზები -

მოსახლეობისთვის ელექტროენერგიის განაწილებისათვის. ელექტროენერგიის გადაცემა

გულისხმობს ენერგიის ტრანსფერს გენერაციის წყაროებიდან ძაბვის დასადაბლებელ

ქვესადგურებამდე ან მსხვილ მომხმარებლამდე. ხოლო განაწილება წარმოადგენს ამ

ქვესადგურებიდან მოსახლეობისათვის ელექტროენერგიის მიწოდებას, დაბალი ძაბვის ხაზების

გამოყენებით. ელექტროსადგურები, ქვესადგურები, გადამცემი და გამანაწილებელი ხაზები

შეადგენენ ელექტროენერგეტიკულ სისტემას. ელექტრული ქსელის დაქსაქსულობა და

პარალელური ხაზების არსებობა ზრდის სისტემის საიმედოობას. ამგვარი ქსელი დაცულია

გადატვირთვებისაგან. გადამცემი ხაზების უმრავლესობა ჰაერში, ბოძებზეა მიმაგრებული.

ურბანულ დასახლებებში კი შეიძლება შეგვხვდეს მიწის ქვეშ დამარხული ხაზები, რომლებიც

შედარებით ნაკლებად საიმედოა და მისი რემონტი უფრო დიდ ხარჯებთანაა დაკავშირებული.

მიწისქვეშა ხაზები იშვიათია გარეუბნებსა და სოფლებში.

ელექტროგადამცემი ხაზების ძაბვისა და ადგილმდებარეობის შერჩევა დამოკიდებულია

უსაფრთხოებას, საიმედოობასა და ეფექტიანობას შორის არჩევანზე. ელექტროენერგიის

გადაცემის დროს გარკვეული რაოდენობის ენერგია იკარგება. ეს დანაკარგი ელექტრული დენის

პროპორციულია: რაც უფრო მეტია ხაზში ელექტრული დენი, მით მეტია დანაკარგები.

ელექტროენერგიის დანაკარგების შემცირება შესაძლებელია ძაბვის გაზრდით (ანუ

ფაქტობრივად, ელექტრული დენის შემცირებით). თუმცა მაღალი ძაბვის გადამცემი ხაზები

უფრო სახიფათოა ვიდრე დაბალი ძაბვის ხაზები და ასევე, ბევრ ადგილას მისი გამოყენება

შეზღუდულია.

ელექტროენერგიის გადაცემისა და განაწილების საქმიანობა ბუნებრივ მონოპოლიებს

წარმოადგენს. კონკურენციის ხელშეწყობისთვის კი მონოპოლიური ძალაუფლების ბოროტად

გამოყენება თავიდან უნდა იქნეს აცილებული. იმისათვის, რომ თითოეულ გენერაციის ობიექტს

ელექტრული ქსელის გამოყენების სამართლიანი და არადისკრიმინაციული უფლება ჰქონდეს,

ბევრ ქვეყანაში მიღებულია სპეციალური მარეგულირებელი წესები, რომლებიც მესამე მხარის

ქსელზე დაშვებას უზრუნველყოფს.

1.5.3.3. საცალო მიწოდება

ელექტროენერგიის მიწოდების ჯაჭვის ბოლო, დამაგვირგვინებელ რგოლს ჰქმნის

საცალო მიწოდების საქმიანობა. ის მოიცავს მომხმარებელთა მომსახურებას, კონტრაქტების

23

დადებას გენერაციის ობიექტებთან და სხვა ელექტროენერგიით ვაჭრობის საქმიანობებს. დიდი

ხნის მანძილზე, და ახლაც ბევრ ქვეყანაში ელექტროენერგიის მიწოდება და განაწილების

საქმიანობა შერწყმულია და ის ერთ, მონოპოლიურ საქმიანობას წარმოადგენს. ანალოგიური

სიტუაციაა საქართველოშიც, ელექტროენერგიის განაწილება და შესაბამისად განაწილების

ტარიფი, მოიცავს როგორც მომხმარებელთა მომსახურებას, ისე ქსელურ საქმიანობას.

მიუხედვად იმისა, რომ საქართველოში დაშვებულია - ელექტროენერგიის გატარების

მომსახურება, რაც სხვისი კუთვნილი ელექტროენერგიის საკუთარი განაწილების ქსელის

მეშვეობით ელექტროენერგიის ტრანსფერს გულისხმობს, გამანაწილებელი კომპანიების მიერ

მიწოდებული და გატარებული ელექტროენერგია თითქმის ერთმანეთს ემთხვევა.

თუკი ელექტროენერგიის გადაცემა და განაწილება დღესაც მონოპოლიურ საქმიანობად

აღიქმება, მრავალი ეკონომისტი და ენერგეტიკოსი თანხმდება, რომ ელექტროენერგიის

წარმოება და საცალო მიწოდება კონკურენტული საქმიანობებია.

1.6. ელექტროენერგეტიკული სექტორის სამომავლო განვითარებასთან დაკავშირებული

საკითხები

მონოპოლიური მოდელის დროს, ენერგეტიკული სისტემის ფუნქციონირება და მართვის

გადაწყვეტილების მიღება ხდება ერთი კომპანიის მიერ. თეორიულად, ვერტიკალურად

ინტეგრირებულ კომპანიას, სისტემის ყველა სეგმენტის გამოყენებით, შეუძლია მოახდინოს

ელექტროენერგიის წარმოება მინიმალური დანახარჯებით. მაგალითად, მოკლევადიან

პერიოდში ასეთმა კომპანიამ შესაძლოა მოახდინოს გადაცემის სისტემის ნაწილისა და

გენერაციის ობიექტების რეაბილიტაცია ერთობლივად, ყველაზე ოპტიმალურ დროს. რაც

შეეხება გრძელვადიან პერიოდს, ვერტიკალურად ინტეგრირებულ კომპანიას შეუძლია

სისტემის განვითარება-დაგეგმვა მოახდინოს ეფექტიანად: გენერაციის სიმძლავრის გაზრდას

შეუსაბამოს გადაცემის ინფრასტრუქტურის მშენებლობა საჭირო დროსა და ადგილზე.

ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე კონკურენციის შემოტანა გულისხმობს

ცენტრალიზებული კონტროლისა და დაგეგმვის გადანაწილებას სხვადასხვა კომპანიებზე.

ინტეგრირებულ კომპანიას ცვლის დამოუკიდებელი კომპანიების ერთობა. თითოეული ამ

კომპანიებიდან დამოუკიდებლად წყვეტს, თუ რა უნდა მოიმოქმედოს საკუთარი მიზნების

მისაღწევად. კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ცნება პირველად რომ იქნა

შემოტანილი, ბევრმა უარი განაცხადა ამ მოდელზე, რადგან სწამდათ, რომ ასეთი მექანიზმი ვერ

უზრუნველყოფდა სისტემის ქმედუნარიანობას. თუმცა ახლა ყველასათვის ნათელია, რომ

გენერაციისა და გადაცემის სისტემების ერთმანეთისაგან განცალკევება სრულიადაც არ

გულისხმობს სისტემის საიმედოობის შემცირებას.

რთულია ვამტკიცოთ, რომ კონკურენტული სისტემა უფრო ეფექტიანად მუშაობს, ვიდრე

ცენტრალიზებული. თუმცა ცხადია, რომ მოგების მიღების სურვილი მწარმოებელ კომპანიებს

სტიმულს აძლევს, რომ უკეთ მოუარონ საკუთარ სადგურებს. თუმცა ჯერ კიდევ

დასამტკიცებელია ელექტროსადგურების გაზრდილი ეფექტიანობისაგან მიღებული სარგებელი

რამდენად ფარავს მათ კოორდინაციაზე გაწეულ ხარჯებს.

გრძელვადიანი განვითარების გათვალისწინებით, კონკურენციის სასარგებლოდ

გამოთქმული არგუმენტია, რომ ცენტრალიზებული სისტემის შემთხვევაში პროგნოზი

24

ყოველთვის მცდარია. კერძოდ, მონოპოლიური წარმონაქმნები ყოველთვის გადაჭარბებით

ანგარიშობენ გენერაციის სიმძლავრის საჭირო ოდენობას.

მათზე მიმაგრებული მომხმარებლები კი იძულებულნი არიან დააფინანსონ

მონოპოლიური კომპანიების მიერ განხორციელებული დაუსაბუთებელი ინვესტიციები.

კონკურენციის შემოღებასთან ერთად, იზრდება იმის ალბათობა, რომ მოგების მიღებაზე

ორიენტირებული კომპანიების მიერ განხორციელებული ინვესტიციები უფრო მეტად

მიახლოებული იქნება მოთხოვნის ევოლუციასთან, ვიდრე მონოპოლისტის დაგეგემვის

დეპარტამენტის მიერ მიღებული საინვესტიციო გადაწყვეტილება. გარდა ამისა, თავისუფალ

ბაზარზე მომუშავე კომპანიების მიერ განხორციელებული „ცუდი“ ინვესტიცია რისკს

წარმოადგენს მათთვის და არა მომხმარებლებისათვის. მსოფლიო გამოცდილება ცხადყოფს,

რომ ფირმები მზად არიან გაწიონ ეს საინვესტიციო რისკი. თუმცა ჯერ კიდევ შესაფასებელია,

კერძო სექტორის მიერ განხორციელებული ინვესტიციები მაგენერირებელ სიმძლავრეებში

რამდენად დინამიურად ეხმაურება მოთხოვნის ზრდას, განსაკუთრებით კი მოთხოვნის ბუმისა

და ჩავარდნის დროს.

ვერტიკალურად ინტეგრირებულმა კომპანიებმა უნდა შეიმუშაონ გეგმა გადამცემი

ხაზების განსავითარებლად, რათა ისინი შეესაბამებოდნენ ახალ მწარმოებელ სადგურებს.

კონკურენტულ გარემოში, გადამცემმა კომპანიებმა რამდენიმე წლით ადრე არ იციან, თუ სად

უნდა აშენდეს ახალი ელექტროსადგურები. ეს გაურკვევლობა გადაცემის დაგეგმვის პროცესს

უფრო ართულებს. მწარმოებელ კომპანიებს არა აქვთ გარანტია, რომ გადაცემის სიმძლავრე

ხელმისაწვდომი იქნება. ახალ კომპანიებს შეუძლიათ ახალი სადგურების აშენება და

ერთმანეთისათვის კონკურენციის გაწევა ხელმისაწვდომი გადაცემის სიმძლავრისათვის.

ზოგიერთ ეკონომისტსა და მეწარმეს მიაჩნია, რომ ახალი ინვესტიციები უნდა

განხორციელდეს კერძო ინვესტორების მიერ, რომლებიც გააფართოებენ ქსელს, რათა

დაკმაყოფილებულ იქნას ელექტროენერგიის გადაცემის ან განაწილების სპეციფიკური

მოთხოვნები. ასეთი შესაძლებლობები ინვესტორებისათვის შესაძლოა უფრო მომგებიანიც კი

იყოს. თუმცა, ქვეყნის გადმოსახედიდან ეს საინვესტიციო გადაწყვეტილებები უნდა ჯდებოდეს

ზოგად ჩარჩოში, რომელიც მთლიანი მოსახლეობის სარგებლის მაქსიმიზაციას ემსახურება.

ასეთი ჩარჩო ჯერ კიდევ შემუშავებას საჭიროებს.

25

გამოყენებული ლიტერატურა/რესურსები:

1. დ. ჩომახიძე. ენერგეტიკის მდგრადი განვითარების რეგულირების პრინციპები.

თბილისი 2012 წ.

2. USAID-ის მიერ დაფინანსებული ჰიდროენერგეტიკაში ინვესტიციების ხელშეწყობის

პროექტი. საქართველოს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მოდელი 2015. აპრილი, 2012

3. Kirschen S. D., Strbac., “Fundamentals of Power System Economics”, 2004, John Wiley &

Sons, Ltd

4. Edwards W.D., “Energy Trading and Investing ”, 2009

5. Klimstra J., Hotakainen M., “Smart Power Generation” , 2011

6. Harris C., “Electricity Markets :Pricing, Structures and Economics”, 2006, John Wiley & Sons

Ltd

7. Morgan G., Apt J., Lave L., „Global climate change, the US electric power sector and climate

change mitigation“, 2005.

8. ელექტროენერგეტიკული სისტემის კომერციიული ოპერატორის (ესკო) ოფიციალური

ვებ-გვერდი www.esco.ge

9. თურქეთის ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ფინანსური ანგარიშსწორების ცენტრის

(PMUM) ვებ-გვერდი http://dgpys.teias.gov.tr/dgpys/ www.teias.gov.tr

http://www.esco.ge/

26

2. ელექტროენერგეტიკული სექტორის რეგულირების თავისებურებები


მოცემულ თავში აღწერილია ელექტროენერგეტიკის სექტორში მარეგულირებელი ორგანოს

მთავარი ფუნქციები, ასევე გაანალიზებულია რომელი სუბიექტები უნდა ექვემდებარებოდნენ

რეგულირებას და რომელი არა. ახსნილია ელექტროენერგეტიკული სექტორის რეგულირების

ტრადიციული მოდელი, მისი დადებითი და უარყოფითი მხარეები.

2.1. მარეგულირებლის ფუნქციები

რეგულირება ზოგადი განმარტებით არის კონკრეტულ სექტორში კერძო და საჯარო

საწარმოების საქმიანობის პირდაპირი ან არაპირდაპირი კონტროლი მთავრობის მიერ.

რეგულირებას შეიძლება ექვემდებარებოდეს საწარმოთა შემოსავლები, საოპერაციო და

კაპიტალური ხარჯები, ტარიფები, მომსახურების ხარისხი, საინვესტიციო გადაწყვეტილებები,

ბაზარზე შესვლისა და გამოსვლის წესები და სხვა.

ენერგეტიკულ სექტორში რეგულირებას კრიტიკული მნიშვნელობა ენიჭება8, რადგან

ენერგეტიკული რესურსებით უზრუნველყოფა, მდგრადი ენერგეტიკული ინფრასტრუქტურის

და საიმედო ენერგეტიკული ბაზრების არსებობა საზოგადოების ფუნქციონირების

უმნიშვნელოვანეს ელემენტს წარმოადგენს. ენერგიით უზრუნველყოფა ისევე მნიშვნელოვანია

როგორც პირველადი მოხმარების პროდუქტების მიწოდება და წარმოადგენს ეკონომიკური და

სოციალური განვითარების აუცილებელ წინაპირობას. ენერგეტიკული უსაფრთხოება

ეროვნული უსაფრთხოების განუყოფელი შემადგენელი ნაწილია და საერთაშორისო

პოლიტიკური ურთიერთობების მნიშვნელოვანი ფაქტორი. შესაბამისად სახელმწიფოს ერთ-

ერთ უმნიშვნელოვანეს ფუნქციას და პასუხისმგებლობას წარმოადგენს ენერგოუსაფრთხოების

უზრუნველყოფა როგორც მთელი სახელმწიფოს, ასევე ინდივიდუალური მომხმარებლების

დონეზე, მოკლევადიან და გრძელვადიან პერსპექტივაში, ხელმისაწვდომ ფასად და

სტანდარტული ხარისხით, ისე, რომ უზრუნველყოს ეკონომიკური და სოციალური

განვითარების პირობები გარემოზე მინიმალური ზემოქმედებით.

ისტორიულად, სხვადასხვა სახელმწიფოები დროის სხვადასხვა მონაკვეთებში

ენერგეტიკული სექტორის მართვის განსხვავებულ ფორმას მიმართავდნენ, სრული

სახელმწიფო მმართველობიდან მაქსიმალურ ლიბერალიზაციამდე, მაგრამ მიუხედავად

ენერგეტიკულ სექტორში არსებული კონკურენტული თუ მონოპოლიური რეგულირებადი

გარემოს და საკუთრების ფორმებისა, მდგრადი ენერგეტიკული უზრუნველყოფა სახელმწიფოს

ერთ-ერთ უმნიშვნელოვანეს ფუნქციად და პასუხისმგებლობად რჩება.

თავდაპირველად ენერგეტიკული რესურსების მიწოდებას კერძო საწარმოები

უზრუნველყოფდნენ. ხშირად ხდებოდა ისე, რომ მათი საქმიანობა კომერციული

ინტერესებიდან გამომდინარე არ პასუხობდა მთავრობის მიზნებს გაეუმჯობესებინა ქვეყნის

ენერგეტიკული უსაფრთხოება. სწორედ ამიტომ აღნიშნული მომსახურების უზრუნველყოფა

8 მ. მარგველაშვილი, გ. მუხიგულიშვილი „კონკურენცია და მონოპოლია შიდა ენერგეტიკულ ბაზრებზე“

2011.

27

შემდგომში სახელმწიფომ თავის თავზე აიღო. თუმცა ამ მიდგომამაც არ გაამართლა და

საბოლოოდ გამოსავალი ენერგეტიკის სექტორის ლიბერალიზაციისა და მარეგულირებელი

ორგანოს შექმნით იპოვეს. მარეგულირებელი ორგანოს შექმნის მთავარი მიზანი ენერგეტიკული

სექტორის ეფექტიანობისა და საერთო სოციალური კეთილდღეობის ზრდაში მდგომარეობდა.

ეფექტიანობის შეფასების კრიტერიუმები შეიძლება იყოს მომხმარებელთა კეთილდღეობის

დონე, მომსახურებისა და ფასის ხელმისაწვდომობა, დანახარჯების ეფექტიანობა,

მომსახურების მრავალფეროვნება, ხარისხი და მისი ინოვაციური განვითარების დონე.

გამომდინარე აქედან მარეგულირებლის ძირითადი ფუნქცია მომხმარებლებისა და საწარმოების

უფლებების დაცვა და ენერგეტიკული სისტემის ეფექტიანი განვითარების ხელშეწყობაა.

ძირითად გამოწვევებს მარეგულირებელი ორგანოსათვის წარმოადგენს:

ელექტროენერგიის წარმოების, გადაცემის, განაწილების და სხვა ტარიფების

დადგენა;

მომსახურების ხარისხის კონტროლი;

ენერგოკომპანიების ეკონომიკური/ფინანსური მდგომარეობის მონიტორინგი და

გადაწყვეტილებების მიღებისას მათი გათვალისწინება;

ენერგეტიკული საწარმოების საქმიანობის გარემოზე ზემოქმედების კონტროლი;

პოლიტიკის შემუშავება დაბალშემოსავლიანი და/ან მიუვალ ადგილებში მცხოვრები

მომხმარებლებისათვის ენერგიის მიწოდების უზრუნველყოფა;

ბაზრის სტრუქტურის ჩამოყალიბება და საბაზრო ძალაუფლების მქონე სუბიექტების

კონტროლი;

მოთხოვნილების დასაკმაყოფილებლად საჭირო ინვესტიციების ეფექტიანი

განხორციელების ზედამხედველობა;

მარეგულირებელსა და ენერგოსაწარმოებს შორის ინფორმაციის შესაძლო

ასიმეტრიულობა.

აღნიშნულ გამომწვევებთან გასამკლავებლად მარეგულირებელი შემდეგ

ინსტრუმენტებს იყენებს:

ენერგეტიკული საწარმოს ოპერაციული და კაპიტალური ხარჯების მონიტორინგი;

საწარმოთა შემოსავლებისა და ტარიფებზე ზღვრების დაწესება;

მონოპოლიური საქმიანობის კონკურენტულისაგან გამოყოფა/განმხოლოება;

ეკონომიკური და სხვა სტიმულირების საშუალებების გამოყენება ეფექტიანობის

ამაღლების მიზნით;

ბრძანება-კონტროლის მექანიზმების გამოყენება სტანდარტების, ჯარიმების და სხვა

სახით;

სალიცენზიო პირობების დადგენა ენერგეტიკული საწარმოების საქმიანობაზე;

ენერგეტიკულ საწარმოთა გაერთიანებებისა და მათი შესყიდვების ნებართვებზე

პირობების დაწესება;

ბაზრის ფუნქციონირების ზედამხედველობა;

საწარმოებიდან შიდა ინფორმაციის ხელმისაწვდომობის უფლება და ანალიზი.

ენერგეტიკული სექტორის მარეგულირებელი ძალაუფლება შეიძლება რამდენიმე

ინსტიტუციაზე/დაწესებულებაზე იყოს გადანაწილებული. ესენია:

სამინისტრო/პარლამენტი და შესაბამისი დარგობრივი კომიტეტი;

28

დამოუკიდებელი მარეგულირებელი კომისია;

კონკურენციის მარეგულირებელი ორგანო;

სასამართლო.

თითოეულ ინსტიტუტს გარკვეული ფუნქცია აკისრია; მთავრობა წარუდგენს

საკანონმდებლო ხელისუფლებას კანონპროექტს დასამტკიცებლად, მარეგულირებელი კომისია

და კონკურენციის მარეგულირებელი ორგანო ნერგავენ და ზედამხედველობას უწევენ კანონის

აღსრულების პროცესს, ხოლო სასამართლო ხელისუფლება განიხილავს კანონსაწინააღმდეგო

დავებს და გამოაქვს საბოლოო განაჩენი.

მსოფლიოში მოიძებნება მაგალითები, სადაც ზედამხედველობას ენერგეტიკის

რამდენიმე მარეგულირებელი კომისია ერთად ახორციელებს; მაგალითისათვის, ამერიკის

შეერთებულ შტატებში ენერგეტიკის მარეგულირებელი ორი კომისიაა, ერთი ფედერალური და

მეორე შტატის დონეზე. ასევეა ევროკავშირის ქვეყნებშიც, სადაც ცალკეული ქვეყნების

მარეგულირებელთან ერთად ცენტრალური მარეგულირებელი კომისიაც არსებობს. ხშირად

მარეგულირებელი კომისიები გამოცდილების ურთიერთგაზიარების მიზნით ერთიანდებიან

რეგიონულ ორგანიზაციებში, როგორიცაა: ევროპის ენერგეტიკის მარეგულირებელთა საბჭო9

(CEER), ენერგეტიკის რეგულირების რეგიონული ასოციაცია10 (ERRA), ჩრდილოეთ ამერიკის

მარეგულირებელ კომისიათა ეროვნული ასოციაცია11 (NARUC), სამხრეთ ამერიკის ენერგეტიკის

მარეგულირებელთა ასოციაცია12 (ARIAE).

მარეგულირებელი კომისიის ძირითადი ფუნქციები შეიძლება შემდეგნაირად

ჩამოყალიბდეს:

საკონსულტაციო;

საინიციატივო;

ნორმატიული;

არბიტრაჟი და კონფლიქტების მოგვარება;

აღმასრულებელი (ტარიფების დადგენა, ლიცენზიების გაცემა, ხარისხის კონტროლი,

სანქციების გაცემა);

ოპერატიული (ინსპექტირება/მონიტორინგი, ინფორმაციის შეგროვება).

ხშირად ისმის კითხვა თუ რამდენად საჭიროა მარეგულირებელი კომისიის არსებობა

ენერგეტიკის სექტორში. მიუხედავად იმისა, რომ კონკურენციის მარეგულირებელ ორგანოს

შეუძლია აღმოფხვრას ქსელური კომპანიების მხრიდან ძალაუფლების ბოროტად გამოყენება და

უზრუნველყოს ბაზარზე კონკურენტული გარემო, ის ვერ ახორციელებს დარგის ტექნიკურ

რეგულირებას და ასევე მხოლოდ კონკრეტული პრობლემების არსებობის შემთხვევაში ერთვება

დარგის შიდა საქმიანობების გამოძიებაში. მარეგულირებელი კომისია არა დროებით, არამედ

მუდმივად უნდა მონაწილეობდეს დარგის განვითარების პროცესში. მისი საჭიროება არათუ

შემცირდა ენერგეტიკის დარგის რესტრუქტურიზაციისა/ ლიბერალიზაციის შემდეგ, არამედ

უფრო გაიზარდა. გრძელვადიანი საკითხები, როგორიცაა ენერგეტიკული უსაფრთხოება,

კლიმატის ცვლილება და ა.შ. საჭიროებენ მარეგულირებლის ჩარევას ენერგეტიკის სექტორში.

9 CEER – Council of European Energy Regulators - http://www.energy-regulators.eu 10 ERRA – Energy Regulators Regional Association - http://www.erranet.org/ 11 NARUC - National Association of Regulatory Utility Commissioners - http://www.naruc.org/ 12 ARIAE – American Association of Energy Regulators -http://www.ariae.org

http://www.energy-regulators.eu/

http://www.erranet.org/

http://www.naruc.org/

http://www.ariae.org/

29

მარეგულირებელი კომისიის ჩამოყალიბების საწყის ეტაპზე აუცილებელია განხილულ

იქნას შემდეგი ძირითადი საკითხები:

ენერგეტიკაში რომელი საქმიანობა უნდა რეგულირდებოდეს და რომელი არა;

პასუხისმგებლობებისა და უფლებების გადანაწილება მარეგულირებელ და

მმართველ ინსტიტუტებს (მთავრობა, კონკურენციის მარეგულირებელი ორგანო,

ენერგეტიკის მარეგულირებელი კომისია და სასამართლო) შორის;

მარეგულირებელი კომისიის იურისდიქცია/უფლებამოსილება სხვა სექტორებზე;

პასუხისმგებლობა/ვალდებულება ნორმებისა და ზემოქმედების ინსტრუმენტების

შექმნაზე;

მთავრობისაგან მარეგულირებელი კომისიის დამოუკიდებლობის ხარისხი;

მარეგულირებლის ანგარიშვალდებულება და გამჭვირვალობა;

მრჩეველთა საბჭოს ჩამოყალიბება დაინტერესებულ მხარეთა მონაწილეობით და

განსახილველ საკითხთა საჯარო მოსმენები.

ენერგეტიკის მარეგულირებელი კომისიის ინსტიტუციური მოწყობისას

უმნიშვნელოვანესია მისი როგორც დამოუკიდებელ, ლეგიტიმურ, პროგნოზირებად, სანდო და

გამჭვირვალე დაწესებულებად ჩამოყალიბება. კომისიის ლეგიტიმურობა განისაზღვრება

კანონით, დანიშვნის პროცედურებითა და პარლამენტისადმი მისი ანგარიშვალდებულებით.

დამოუკიდებლობაში კი იგულისხმება მთავრობის ან ლობისტური ჯგუფებისაგან

მარეგულირებელ კომისიაზე გავლენის მინიმიზაცია; კომისიის წევრთა გამჭვირვალე შერჩევა,

მთვარობის მიერ წარდგინება და საბოლოოდ პარლამენტის ან პრეზიდენტის მიერ დამტკიცება;

მარეგულირებლის სტაბილური და საკმარისი ფინანსური უზრუნველყოფა; კომისიის წევრების

საქმიანობაზე შეზღუდვების დაწესება მათი სამუშაო ვადის გასვლის შემდეგ.

მარეგულირებელი კომისიის საქმიანობა გამჭვირვალე და მკაცრად დაწესებულ ნორმებს უნდა

ექვემდებარებოდეს, რათა მისი ქცევა ადვილად იყოს პროგნოზირებადი.

ეფექტიანი რეგულირებისათვის აუცილებელია მარეგულირებელი კომისიის წევრები

ფლობდნენ ელექტროენერგეტიკული სისტემის ტექნიკურ-ეკონომიკური დაგეგმვის,

ფინანსური ბაზრების ფუნქციონირების, ელექტროენერგიის მიწოდების ხარჯების,

მიკროეკონომიკის პრინციპების, გარემოსდაცვითი ხარჯების, ენერგოუსაფრთხოებისა და

სისტემის მდგრადობის საჭირო ინდიკატორების შესახებ ცოდნას.

2.2. 90-იანი წლების ახალი პარადიგმა რეგულირებაში

რეგულირების ტრადიციული მიდგომა

ენერგეტიკული სექტორის რეგულირების ტრადიციულ მიდგომას 1990-იანი წლების

დასაწყისში ჩაეყარა საფუძველი. აღნიშნული მიდგომის ძირითად დადებით მხარეებს

წარმოადგენდა მომხმარებლეთა უფლებების დაცვა (Public Service Obligation – PSO), ბუნებრივი

მონოპოლიების რეგულირება, ტარიფების რეგულირება და მომსახურების დანახარჯთა

კომპენსაციით (Cost-of-service remuneration/Rate of Return Regulation) სისტემის ტექნიკური

განვითარების სტიმულირება.

ტრადიციული რეგულირებისას გადაწყვეტილებების მიღება სისტემის მართვისა და

სუბიექტებს შორის კომერციული ურთიერთობების შესახებ ცენტრალიზებული დაგეგმვით

30

ხორციელდებოდა. ამ პერიოდისათვის, ენერგეტიკული საწარმოები ვერტიკალურად

ინტეგრირებული13 და ჰორიზონტალურად კონცენტრირებული14 სახით გვევლინებოდნენ.

ნახაზი 2.1. ჰორიზონტალური კონცენტრაცია და ვერტიკალური ინტეგრაცია

ვერტიკალურად ინტეგრირებული საწარმოები ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა-

მიწოდების ეფექტიან და საიმედო დაბალანსებას მათ მიერ გადაწყვეტილებების მიღების

იერარქიული სქემით ახორციელებდნენ, რომელიც შეიძლება შემდეგნაირად წარმოვიდგინოთ:

ცხრილი 2.1. გადაწყვეტილებების მიღების იერარქიული სქემა

დროის პერიოდი გადაწყვეტილება

10-25 წელი გენერაციის ახალი წყაროების მოძიება/ათვისება და

ელექტრო ქსელის გაფართოება;

2-5 წელი

პირდაპირ მომხმარებლებთან გრძელვადიანი

კონტრაქტების გაფორმება. გრძელვადიანი

ენერგეტიკული უსაფრთხოების უზრუნველყოფა;

1 თვე - 2 წელი

ელექტრო სისტემაში გეგმიური სარემონტო

სამუშაოების წარმოება; მოკლევადიანი ენერგეტიკული

უსაფრთხოების უზრუნველყოფა;

1-4 კვირა თბოელექტროსადგურების ჩართვა-გამორთვის

ყოველკვირეული დაგეგმვა;

< 1 კვირა დეტალური განრიგი ელექტროსადგურების ჩართვა-

გამორთვის შესახებ;

< 1 საათი დისპეტჩერიზაცია; სიმძლვრის, სიხშირისა და ძაბვის

კონტროლი;

13 საწარმო, რომელიც ერთდროულად ფლობს გენერაციის, გადაცემა/განაწილების ქსელისა და/ან

მიწოდების ობიექტებს. 14 საწარმო, რომელიც ერთდროულად ფლობს რამოდენიმე გენერაციის ან გადაცემა/განაწილების ან

მიწოდების ობიექტებს.

31

ტრადიციული რეგულირებისას, მონოპოლიური ენერგეტიკული ფირმების

შემოსავლები მარეგულირებლის მიერ დაწესებულ ნორმებს ექვემდებარებოდა.

მარეგულირებელი ნორმა, რომელიც ენერგეტიკულ საწარმოთა მომსახურების დანახარჯთა

კომპენსაციას (მეორენაირად, ამონაგების განაკვეთის მიხედვით რეგულირება) განსაზღვრავს,

მათ მიერ გაწეული კაპიტალური და საოპერაციო ხარჯების საფუძველზე იანგარიშება.

იმისათვის, რომ არ მომხდარიყო ენერგეტიკული კომპანიების მხრიდან არასაჭირო

კაპიტალური აქტივების ზრდა15 მოგების გაზრდის მიზნით, მარეგულირებელი კომისია

საწარმოებს უწესებდა გარკვეულ შეზღუდვებს აქტივების მოცულობაზე და მათი ამონაგების

განაკვეთზე; განსაზღვრავდა საწარმოთა ხარჯებს (საოპერაციო და მომსახურების ხარჯები

(O&M costs), ამორტიზაცია, გადასახადები) და საბოლოოდ სამომხმარებლო ტარიფს.

ენერგეტიკულ საწარმოთა მთლიანი შემოსავალი მათ ხარჯებზე დაყრდნობით შემდეგი

ფორმულით იანგარიშებოდა:

სადაც:

- ფირმის მთლიანი დანახარჯები;

- საოპერაციო და მომსახურების დანახარჯები

- ამორტიზაციის ხარჯი;

- კაპიტალზე ამონაგების განაკვეთი;

- კაპიტალის სრული ღირებულება;

- გადასახადები.

ენერგეტიკულ საწარმოთა მომსახურების დანახარჯთა კომპენსაციისას

მარეგულირებლებისათვის დიდ სირთულეს წარმოადგენდა კაპიტალზე ამონაგების განაკვეთის

სამართლიანი განსაზღვრა და აქტივების შეფასების მეთოდოლოგიის შემუშავება.

რეგულირების ტრადიციული მიდგომის ძლიერ მხარეებს წარმოადგენდა:

მარეგულირებელი სისტემის სტაბილურობა;

საწარმოთა დანახარჯების გარანტირებული კომპენსაცია, რაც შესაბამისად

უზრუნველყოფს:

- ხელსაყრელ საინვესტიციო გარემოს;

- კაპიტალზე ხარჯთა შემცირებას;

- მომხმრარებლებისათვის ელექტროენერგიის გარანტირებულ მიწოდებას;

მონოპოლიური საწარმოებისათვის სოციალური ვალდებულებების დაკისრება, რაც

შემდეგში გამოიხატება:

- სოციალური ტარიფების დაწესება;

- ენერგეტიკის დარგში სამეცნიერო-ტექნოლოგიური კვლევების

გაძლიერება;

- გარემოსდაცვა;

- ენერგორესურსების მიწოდების წყაროების დივერსიფიკაცია;

15 Averch-Johnson effect-ის სახელითაა ცნობილი.

32

თუმცა, როგორც გამოცდილებამ აჩვენა ტრადიციულ რეგულირებას სუსტი მხარეებიც

გააჩნდა, რომლებიც შეიძლება შემდეგნაირად ჩამოვაყალიბოთ:

ენერგეტიკული ფირმების მხრიდან დანახარჯების შემცირების მოტივაციის

არარსებობა;

ენერგეტიკული ფირმების გაზრდილი მოტივაცია კაპიტალური ინვესტიციების

განხორციელებაზე;

ხშირ რეგულირებასთან დაკავშირებული გაზრდილი ადმინისტრაციული ხარჯები;

სამომხმარებლო რისკების ზრდა (ხარვეზები დაგეგმვისას, ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნილების პროგნოზირებისას; მოძველებული ტექნოლოგიების წილის ზრდა

და ა.შ.);

ენერგეტიკული საწარმოების აქციონერთა რისკების ზრდა (ამონაგების განაკვეთის

განხილვისათვის დროის საჭიროება (Regulatory Lag) და კაპიტალურ ხარჯებზე

ზღვარის არსებობა);

მთავრობის გადამეტებული ჩარევა.

2.3. რეგულირების ლიბერალურ მოდელზე გადასვლა

ზემოთ ნახსენები ნაკლოვანებების აღმოფხვრისათვის და შემდგომი განვითარებისათვის

მომდევნო ეტაპზე საჭირო გახდა მარეგულირებელი სისტემის დახვეწა, სისტემის

რესტრუქტურიზაცია ვერტიკალურად ინტეგრირებული და ჰორიზონტალურად

კონცენტრირებული ენერგეტიკული საწარმოების განმხოლოებით/დაყოფით, პრივატიზაციით,

დარგის ლიბერალიზაცია კონკურენტული ბაზრების ჩამოყალიებებით, სადაც ეს

შესაძლებელია.

მომხმარებლის და გენერატორების დამაკავშირებელი გადაცემისა და განაწილების

ქსელური ორგანიზაციები ბუნებრივ მონოპოლიებს წარმოადგენენ, რადგან მათი პარალელური

სისტემების აგება როგორც ტექნიკურად, ისე ეკონომიკურად გაუმართლებელია. ხოლო

ელექტროენერგიის გენერაციისა და მიწოდების სექტორებში კონკურენტული ბაზრის არსებობა

შესაძლებელია და სწორი რეგულირების პირობებში გამართლებული, რადგან თავისუფალ

ბაზარზე ფასისა და ხარისხისმიერი კონკურენცია აიძულებთ გენერაციისა და მიწოდების

სუბიექტებს გააუმჯობესონ ტექნოლოგიები და მომსახურება, რაც საბოლოო ჯამში სოციალურ

სარგებელს ზრდის16. ელექტროენერგეტიკული სისტემის დაყოფა პოტენციურად

კონკურენტულ და ბუნებრივად მონოპოლიურ სეგმენტებად ნაჩვენებია ქვემოთ:


2011.

33

ნახაზი 2.2. კონკურენცია და მონოპოლია ელექტროენერგეტიკულ სისტემაში

მაგალითისათვის, მე-20 საუკუნის 60, 80-იან წლებში დამახასიათებელი იყო დიდი

ზომის ქვანახშირისა (600 მგვტ.) და ატომური (1000 მგვტ.) ელექტროსადგურები, რომელთა

აგება 6-10 წელი გრძელდებოდა და მოითხოვდა უზარმაზარ ინვესტიციებს. მათი მშენებლობა

კი მხოლოდ ვერტიკალურად ინტეგრირებულ საწარმოებს შეეძლოთ და გამომდინარე აქედან

ბაზარიც არ არსებობდა ელექტროენერგიის წარმოების სექტორში. 90-იან წლებში კონკურენციის

განვითარებამ შესაძლებელი გახადა უფრო დაბალი სიმძლავრის (300 მგვტ.-მდე)

ელექტროსადგურების მშენებლობა, რომელთა აგებაც 2 წელი გრძელდებოდა და გაცილებით

ნაკლებ ინვესტიციებს საჭიროებდა. ელექტროენერგიის წარმოებაში ახალმა ტექნოლოგიებმა

გაზის როლი მნიშვნელოვნად გაზარდა, რაც გარემოზე ნაკლებ უარყოფით გავლენას ახდენდა.

მიწოდების სექტორში კონკურენტული ბაზრის განვითარება მომსახურების ხარისხის

გაუმჯობესებაზე პირდაპირ აისახება. კონკურენტული ბაზრის განვითარებით დაიხვეწა

აღრიცხვის და ინფორმაციის დამუშავების ტექნოლოგიები, გაუმჯობესდა კომუნიკაცია

მიმწოდებლებსა და მომხმარებლებს შორის.

როდესაც ენერგეტიკული ინდუსტრიის სტრუქტურა არ შეესაბამება კონკურენციის

პირობებს გამოსავალი არა ნორმებისა და კანონების დაწესებაში უნდა ვეძებოთ, არამედ მის

სტრუქტურულ ცვლილებაში და ეტაპობრივ/ნაწილობრივ ლიბერალიზაციაში. ელექტრო-

ენერგიის წარმოებისა და მიწოდების სექტორებში კონკურენციის ხელშემწყობი

მარეგულირებელი გარემოს შექმნა საფუძველი იყო დარგის შემდგომი ლიბერალიზაციისათვის,

რაც გამოიხატებოდა შემდეგში:

დამოუკიდებელი მარეგულირებელი ორგანოს ჩამოყალიბება;

სახელმწიფოს როგორც მფლობელის, და მმართველობის დირექტიული ორგანოს

როლის შემცირება;

34

კონკურენტული და მონოპოლიური საქმიანობების გაყოფა ვერტიკალურად

ინტერგირებული და ჰორიზონტალურად კონცენტრირებული საწარმოების

განმხოლოებით/დაყოფით;

კონკურენტული ბაზრების შექმნას დერეგულირების გზით, რეგულირებადი მესამე

მხარის დაშვებით ქსელზე;

ორგანიზებული საბითუმო ბაზრების ჩამოყალიებება;

საცალო ბაზრის ამუშავება და მომხმარებელებისათვის მომწოდებლების

თავისუფალი არჩევანის მიცემა;

მწარმოებლებისა და მომხმარებლების რისკების შესამცირებლად სხვადასხვა სახის

ფინანსური ბაზრების ჩამოყალიბება;

ინვესტიციების დეცენტრალიზებული დაგეგმვა;

სამომხმარებლო ფასების შემცირება ეფექტიანობის გაზრდის შედეგად.

ლიბერალიზაციის პროცესში ერთ-ერთ მნიშვნელოვან დაბრკოლებას ენერგეტიკის

სექტორში არსებული ვერტიკალურად ინტეგრირებული და ჰორიზონტალურად

კონცენტრირებული საწარმოები ქმნიდნენ.

ვერტიკალურად ინტეგრირებული საწარმოების დაყოფა/განმხოლოება (Unbundling)

კონკურენტული ბაზრების ჩამოყალიბების უმნიშვნელოვანეს პირობას წარმოადგენს. ამის

მთავარი არგუმენტი იმაში მდგომარეობს, რომ ერთმანეთისგან გაიყოს კონკურენტული და

მონოპოლიური საქმიანობის სფეროები და ყველა შესაძლო ბაზრის მოთამაშე (გენერატორი თუ

მიმწოდებელი) თანაბარ პირობებში მოექცეს რომ არ ჰქონდეს უპირატესობა, იმავდროულად

ქსელური ინფრასტრუქტურის ფლობის გამო, ასევე, იმისათვის, რომ ქსელურ ოპერატორებს

სტიმული გაუჩნდეთ განავითარონ ქსელი დამატებითი ინვესტიციების განხორციელებით.

ვერტიკალურად ინტეგრირებული კომპანიების დაყოფის/განმხოლოების რამოდენიმე

დონე განიხილება:

ქსელური სექტორის ფინანსური ანგარიშების გამოყოფა წარმოებისა და მიწოდების

სექტორებისაგან;

ქსელური სექტორის მმართველობითი გამოყოფა;

ქსელური სექტორის ყველა ფუნქციის განცალკევება გენერაციისა და მიწოდების

სექტორებისაგან, თუმცა შესაძლებელია დარჩეს ერთი და იგივე პირის

მფლობელობაში;

ქსელური სექტორის სრული გამოყოფა გენერაციისა და მიწოდების სექტორებისაგან;

სხვადასხვა მფლობელები უნდა მართავდნენ თითოეულს.

ჰორიზონტალურად კონცენტრირებული ელექტროენერგიის მწარმოებელი

ფირმებისათვის შესაბამისი ზომის ბაზრებისა და ქსელური სიმძლავრეების არსებობას

კრიტიკული მნიშვნელობა ჰქონდა, რაც ბარიერს წარმოადგენდა კონკურენციის

განვითარებისათვის. ამიტომ ლიბერალიზაციის შემდეგ ეტაპზე მარეგულირებელმა

შეზღუდვები დააწესა საბაზრო წილების მართვისა და ელექტროენერგიით ვაჭრობის

პირობებზე.

35

მაგალითისათვის, 1970-იანი წლების ბოლოს17 აშშ-ში ელექტროენერგიის წარმოების

სექტორის ლიბერლაიზაცია ეტაპობრივად შემდეგნაირად განხორციელდა: არსებულ

ელექტროენერგიის მწარმოებელ ფირმებს დაევალათ ახლად ჩამოყალიბებული კვალიფიციური

საწარმოებისაგან შეეძინათ ელექტროენერგიის დამატებით ის ნაწილი, რომლის წარმოებაც მათ

შედარებით ძვირი უჯდებოდათ. კვალიფიციური საწარმოები ელექტროენერგიას განახლებადი

და უფრო ეფექტური ტექნოლოგიებით აწარმოებდნენ. ბაზარზე მათი საქმიანობა არსებულ

ელექტროენერგიის მწარმოებელ ფირმებთან დადებული გრძელვადიანი კონტრაქტებით იყო

გამაგრებული. კვალიფიციური საწარმოების მხარდაჭერის მთავარი მიზანი კონკურენციის

ჩამოყალიბება, განახლებადი და ეფექტური ტექნოლოგიების ხელშეწყობა და სამომხმარებლო

რისკების შემცირება იყო. აღნიშნული ფირმების ბაზარზე შესვლა როგორც დამოუკიდებლად,

ისე არსებული ელექტროენერგიის მწარმოებელი ფირმების მიერ ჩატარებული ტენდერების

საფუძველზე ხდებოდა. კვალიფიციურ და არსებულ მონოპოლიურ ფირმებს შორის

ძირითადად ორი სახის კონტრაქტი ფორმდებოდა, რომელთაგან პირველი სახის კონტრაქტის

(BOO)18 პირობით, არსებული საწარმო აუქციონის პირობებით შეთანხმებული საფასურის

გადახდით კვალიფიციურ საწარმოს ავალდებულებდა აეშენებინა ელექტროსადგური, ემართა

ხანგრძლივი დროის განმავლობაში და ამის სანაცვლოდ შემდგომში საკუთრებაში გადასცემოდა

ამავე კვალიფიციურ საწარმოს. ხოლო მეორე სახის კონტრაქტი (BOT)19 იმით განსხვავდებოდა

პირველისაგან, რომ კვალიფიციური საწარმო ელექტროსადგურის მშენებლობისა და მართვის

გეგმის ჩამოყალიბების შემდეგ ელექტროსადგურს საკუთრებაში სხვა საწარმოს გადასცემდა.

კვალიფიციურ საწარმოს ელექტროენერგიის მიწოდების საფასურს არსებული

მონოპოლიური საწარმოები უხდიდნენ. ეს საფასური ნაკლები იყო შედარებით იმ ხარჯებთან,

რომელთა გადახდაც მოუწევდათ აღნიშნულ მონოპოლიებს თვითონ რომ ეწარმოებინათ

ელექტროენერგიის ეს დამატებითი რაოდენობა.

მარეგულირებელი კომისიის მიერ ელექტროენერგიის დამატებითი სიმძლავრეების

საჭიროების განსაზღვრის შემდეგ მონოპოლიური საწარმოები აცხადებდნენ ტენდერს ახალი

ელექტროსადგურის ასაშენებლად. კვალიფიციური საწარმოებიდან მიღებული განაცხადების

საფუძველზე ირჩევდნენ საუკეთესოს, რომელთანაც შემდგომში მოლაპარაკებებს აწარმოებდნენ

კონტრაქტის პირობებზე.

ელექტროენერგიის წარმოების ბაზარზე კონკურენციის ხელშეწყობისათვის არა

მხოლოდ კვალიფიციური საწარმოები მონაწილეობდნენ, არამედ დამოუკიდებელი

საწარმოებიც (IPP)20. პირველ ეტაპზე დამოუკიდებელ ელექტროენერგიის მწარმოებელ ფირმებს

ეკრძალებოდათ სხვა საწარმოებთან ან გამანაწილებელ ქსელებთან პირდაპირი კომერციული

ურთიერთობების წარმოება, ხოლო შემდგომ ეტაპზე ბაზრების სრული ლიბერალიზაციისას ეს

შეზღუდვები მოიხსნა.

17 The PURPA Act (US) in 1978 for The term qualifying facilities 18 BOO – Build, Operate & Own ააშენე, ამუშავე, დაისაკუთრე. 19 BOT – Build, Operate & Transfer ააშენე, ამუშავე და გადაეცი სხვას მმართველობაში. 20 IPP – Independent Power Producer

36

2.4. ელექტროენერგეტიკული სისტემის საბაზრო-ინდუსტრიული მოდელები და

რეგულირება

ზოგადად ელექტროენერგეტიკული სისტემის რამდენიმე ინდუსტრიული/საბაზრო

მოდელი განიხილება, რომელთაგან მნიშვნელოვანია (1) მონოპოლიური (Monopoly), (2) ერთი

მყიდველის ბაზარი (Single Buyer), (3) საბითუმო ბაზარი (Wholesale), (4) საბითუმო და საცალო

ბაზარი (Wholesale & Retail). თითოეული მოდელის მიხედვით განსხვავებულია სისტემის

რეგულირების ხარისხი და ფუნქციები.

მონოპოლიური მოდელი უკვე განვიხილეთ და აქ მხოლოდ მოკლედ აღვწერთ მის

ძირითად მახასიათებლებს და მარეგულირებლის ფუნქციებს ამ მოდელის ფარგლებში:

მონოპოლიური მოდელისათვის ტიპიურია ვერტიკალურად ინტეგრირებული

საწარმოები, რომლებიც ერთდროულად ფლობენ გენერაციის,

გადაცემის/განაწილების ქსელს და მიწოდებასაც თვითონ უზრუნველყოფენ;

დამახასიათებელია დიდი სიმძლავრის ელექტროსადგურები;

ელექტროენერგიის წარმოებისა და ქსელში მიწოდების ცენტრალური დაგეგმვა;

საწარმოების შემოსავლების რეგულირება, ამონაგების განაკვეთის რეგულირებით;

არსებული რეგულირების პირობებში ეფექტიანობის გაზრდის მოტივაციის

არარსებობა;

მარეგულირებლის მოთხოვნით საწარმოთა შედარებით მაღალი სოციალური

პასუხისმგებლობა;

სამომხმარებლო რისკების მაღალი დონე;

მონოპოლიური მოდელი სქემატურად შემდეგნაირად შეიძლება წარმოვიდგინოთ (ნახაზი 2.3.)

ნახაზი 2.3. მონოპოლიური მოდელი

ელექტროენერგეტიკული სისტემის მეორე ინდუსტრიული მოდელი ერთი

შემსყიდველის ბაზარია, სადაც ერთადერთ მყიდველად შესყიდვების სააგენტო გვევლინება და

რომლისთვისაც დამახასიათებელია:

ნაკლებად ვერტიკალურად ინტეგრირებული ელექტროენერგეტიკული ფირმები;

37

ელექტროენერგიის დამოუკიდებელი მწარმოებელი ფირმები (ედმფ), რომლებიც

ერთმანეთთან კონკურენციაში არიან ერთი მყიდველის ბაზარზე;

ელექტროენერგეტიკული სისტემის ცენტრალიზებული დაგეგმვა შესყიდვების

სააგენტოს მიერ;

შესყიდვების სააგენტო - პასუხისმგებელი ორგანო ელექტროენერგიის ადეკვატურ

მიწოდებაზე;

დამოუკიდებელი შესყიდვების სააგენტო;

ელექტროენერგიის შესყიდვის კონტრაქტების საგულდაგულო კონტროლი

კორუფციის თავიდან ასაცილებლად.

ერთი მყიდველის საბაზრო მოდელი მონოპოლიური სისტემიდან თავისუფალ

კონკურენტულ ბაზარზე გადასვლის ერთი შეხედვით სახიფათო გზას წარმოადგენს21, რადგან ამ

მოდელის პირობებში მაღალია კორუფციის საშიშროება და დაბალია მომხმარებლებისაგან

თანხების ამოღების დონე. ქვემოთ მოცემულია ერთი შემსყიდველის/მონოფსონიური ბაზრის

სქემატური მოდელი.

ნახაზი 2.4. მონოფსონიური ბაზრის მოდელი

ელექტროენერგიის საბითუმო ბაზრის მოდელი წარმოების სექტორში თავისუფალი

კონკურენციის პირობებითა და მაღალი ეფექტიანობით ხასიათდება. საბითუმო ბაზარზე თავს

იყრიან უამრავი ელექტროენერგიის მწარმოებელი ფირმები და გამანაწილებელი საწარმოები

როგორც შემსყიდველები. მიუხედავად კონკურენტული ბაზრისა, საბოლოო სამომხმარებლო

ტარიფი მაინც რეგულირებადია, რაც თავისთავად სოციალურ პასუხისმგებლობის ზრდას

უწყობს ხელს. წარმოების ბაზარზე თავისუფალია შესვლა და გამოსვლა, არ ხდება გენერაციის

ობიექტების მშენებლობის ცენტრალიზებული დაგეგმვა. თავისუფალი კონკურენტული ბაზარი

პრობლემას წარმოადგენს უკვე არსებული უდიდესი ელექტროსადგურებისათვის, რომელთაც

ინვესტიციები განახორციელეს წარსულში და დღემდე ვალები მართებთ საფინანსო

21 http://rru.worldbank.org/documents/publicpolicyjournal/225Lovei-1211.pdf

38

ორგანიზაციებისადმი. საბაზრო ფასის ჩამოყალიბებისას წარსული ხარჯების22 გათვალისწინება

ფასს კიდევ უფრო ზრდის, რაც ამ ელექტროსადგურების კონკურენტუნარიანობას ამცირებს.

ენერგეტიკულ სექტორში მნიშვნელოვან სუბიექტებს სისტემისა და ბაზრის ოპერატორები

წარმოადგენენ, რომელთაგან პირველი სისტემის ტექნიკურ უსაფრთხოებას, ხოლო მეორე

ბაზრის ორგანიზაციულ სტაბიულურობას უზრუნველყოფს. რეგულირებადია გადამცემი და

გამანაწილებელი ქსელის ტარიფები. გამომდინარე ზემოთქმულიდან ელექტროენერგიის

საბითუმო ბაზრის მოდელი შემდეგნაირად გამოიყურება.

ნახაზი 2.5. საბითუმო ბაზრის მოდელი

ელექტროენერგეტიკული სისტემის მეოთხე ინდუსტრიული მოდელი საბითუმო და

საცალო ბაზრების ერთიან მოდელს წარმოადგენს. აქ კვალიფიციურ მომხმარებლებს23 და

მიმწოდებლებს უფლება აქვთ პირდაპირი კონტრაქტები გააფორმონ ელექტროენერგიის

მწარმოებელ ფირმებთან და ამასთან ერთად ბაზარზეც მიიღონ მონაწილეობა. პირდაპირი

კონტრაქტები გრძელვადიანი პერიოდით ფორმდება, მოკლევადიან პერიოდში მოთხოვნა-

მიწოდების დისბალანსის შემთხვევაში კვალიფიციური მომხმარებლები და მიმწოდებლები

მონაწილეობენ ბაზარზე დეფიციტის ან პროფიციტის დასაბალანსებლად. რისკების

მაქსიმალურად შესამცირებლად საბითუმო ბაზარი იყოფა წინა დღის (Day-ahead market, DAM)

და საბალანსო ბაზრებად. მწარმოებელი და მიმწოდებელი ფირმები დამოუკიდებლები არიან

ქსელური სექტორისაგან. ისევე როგორც მესამე მოდელში, აქაც ადგილი აქვს არსებული

უდიდესი ელექტროსადგურების კონკურენტუნარიანობის შემცირებას უკვე გაწეული ხარჯების

გამო, რომლებიც საბაზრო ფასში არ აისახება. საბითუმო-საცალო ბაზრის მოდელში

ელექტროენერგიის საცალო მიმწოდებელ ფირმებს მოტივაცია არ გააჩნიათ მწარმოებელ

ფირმებთან ინტეგრაციის, რადგან ბაზარზე ბევრი მწარმოებელია და მათ შორის საფასო

22 Stranded Cost 23 კვლაიფიციური მომხმარებელი - მომხმარებელი, რომელსაც უფლება აქვს ელექტროენერგიის ბაზარზე

მონაწილეობა მიიღოს სავაჭრო ურთიერთობებში.

39

კონკურენციაა. თუმცა აუცილებელია გამანაწილებელი ქსელისა და საცალო მიმწოდებელი

ფირმების ურთიერთობების კონტროლი, რათა არ მოხდეს მათი ინტეგრაცია, რაც შემდგომში

შეზღუდავს კონკურენციას ბაზარზე. გამანაწილებელ ქსელთან ინტეგრაცია საცალო-

მიმწოდებელი ფირმების ინტერესს წარმოადგენს, რადგან ქსელზე მიერთებაზე მძაფრი

კონკურენციაა აღნიშნულ ფირმებს შორის. მეოთხე, საბითუმო-საცალო ბაზრის მოდელი

შემდეგნაირად გამოიყურება

ნახაზი 2.6. საბითუმო და საცალო ბაზრის მოდელი

რეგულირების ობიექტები და რეგულირებადი საქმიანობები შეიძლება

განსხვავდებოდეს ზემოთ ხსენებული ელექტროენერგეტიკული სისტემის ოთხი

ინდუსტრიულ/ საბაზრო მოდელის მიხედვით. აღნიშნული განსხვავებები მოცემულია ქვემოთ

მოყვანილ ცხრილში.

რეგულირებადი

საქმიანობა

მონოპოლიური

მოდელი

ერთი შემსყიდველის

ბაზრის მოდელი

საბითუმო

ბაზრის

მოდელი

საბითუმო და

საცალო ბაზრის

მოდელი

ელ. ენერგიის

წარმოების

ბაზარზე შესვლა

მონოპოლიაა და

არ ხდებოდა

რეგულირებაც

პრიორიტეტი

ენიჭებათ ენერგიის

განახლებად და

ეფექტურ

ტექნოლოგიებზე

მომუშავე

ელექტროსადგ.

დერეგულირე-

ბულია


ბულია


მწარმოებელი

ფირმის

კაპიტალური

ინვესტიციები

რეგულირებადი ენერგიის

განახლებადი და

ეფექტური

წყაროების

გამოყენების

ვალდებულება


ენიჭება

ენერგიის

განახლებადი

და ეფექტური


გამოყენებას


ენიჭება ენერგიის

განახლებადი და

ეფექტური


გამოყენებას


ფირმების

შემოსავლები/

ამონაგების

განაკვეთის







რეგულირება,


ბულია

40

ხარჯები ცვლადი

ხარჯების

ინდექსაცია



ფირმებისაგან

შესყიდვის ფასი

რეგულირებადი რეგულირებადი დერეგულირ-

ებული

დერეგულირ-

ებული

ინვესტიციები

ქსელურ სექტორში

(გადაცემა/

განაწილება

რეგულირებადი რეგულირებადი რეგულირე-

ბადი


გადაცემა/

განაწილების

ტარიფები

რეგულირებადი -

nodal pricing

რეგულირებადი-

uniform market

pricing

რეგულირებად

ი - uniform

market pricing


- uniform market

pricing

გამანაწილებელ

ქსელში

დანაკარგები

ეკონომიკური

სტიმულირების

მექანიზმები

დანაკარგების

შესამცირებლად


სტიმულირები

ს მექანიზმები


შესამცირებლა

დ



მექანიზმები



გადამცემ და


ქსელთან

მიერთების

ტარიფი

რეგულირებადი რეგულირე-

ბადი


გადამცემ და


ქსელთან მიერთება

მონოპოლიებს

პრიორიტეტი აქვთ

/ დისკრიმინაცია


ბულია / არა

დისკრიმინაციული



დისკრიმინა-

ციული



დისკრიმინა-

ციული

სამომხმარებლო

ფასი

ფასის ზედა

ზღვარი

ფასის ზედა ზღვარი ფასის ზედა

ზღვარი

ფასის ზედა

ზღვარი


მიწოდების

ხარისხი რეგულირებადი რეგულირებადი


სტიმუ-

ლირების

მექანიზმებით

ხარისხის

გაუმჯობესება



მექანიზმებით

ხარისხის

გაუმჯობესება

ურთიერთობები

გამანაწილებელ და

მიმწოდებელ

ფირმებს შორის

რეგულირე-

ბადი,

მკაცრი

კონტროლი


მკაცრი

კონტროლი


გამანაწილებელ და

მწარმოებელ


რეგულირებადი რეგულირებადი


მიმწოდებელ და

მწარმოებელ


რეგულირებადი რეგულირებადი

საჯარო

სამსახურის

პასუხისმგებლობა

რეგულირებადი რეგულირებადი რეგულირე-

ბადი რეგულირებადი

41

სოციალურად

დაუცველ და

მიუვალ

ადგილებში

მცხოვრები

სუბიექტებისადმი

(PSO)

2.4.1. ელექტროენერგეტიკული სექტორის რეგულირება საქართველოს მაგალითზე

საქართველოში ელექტროენერგეტიკული სექტორის მართვის მთავარ სუბიექტებს

ენერგეტიკის სამინისტრო და ენერგეტიკისა და წყალმომარაგების მარეგულირებელი

ეროვნული კომისია წარმოადგენს (სემეკი). სამინისტროს გადაცემული აქვს მარეგულირებელი

ორგანოს ფუნქციების ნაწილი და ასევე ახორციელებს სახელმწიფო საკუთრებაში არსებული

საწარმოების ზედამხედველობას. სამინისტროს ძირითადი ფუნქციებია24:

დარგის განვითარების მოკლე, საშუალო და გრძელვადიანი სტრატეგიისა და

პრიორიტეტების შემუშავება;

ენერგეტიკაში ინვესტიციების მოზიდვის ხელშეწყობა;

ენერგეტიკის დარგში პრივატიზაციის პროცესის ოპტიმალური წარმართვა;

დარგის საკანონმდებლო და ნორმატიული ბაზის შექმნა;

ელექტროენერგიისა და გაზის წარმოების, გადაცემისა, დისპეჩერიზაციის,

განაწილების, იმპორტის, ექსპორტისა და მოხმარების კოორდინაცია;

სამეცნიერო-კვლევითი და საგანმანათლებლო პროგრამების ხელშეწყობა

ენერგეტიკის დარგში;

ენერგეტიკის დარგის უსაფრთხოების უზრუნველყოფის სტრატეგიის განსაზღვრა;

ენერგორესურსების მოპოვების გაფართოების, განახლებადი ენერგო-რესურსების

ათვისებისა და ენერგოეფექტური ტექნოლოგიების დანერგვის ხელშეწყობა.

ენერგეტიკისა და წყალმომარაგების მარეგულირებელი ეროვნული კომისია 1997 წელს

შეიქმნა. სემეკის უფლებებს, მოვალეობებსა და ფუნქციებს არეგულირებს საქართველოს

კანონები "ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის შესახებ" და "დამოუკიდებელი

ეროვნული მარეგულირებელი ორგანოების შესახებ". კანონის მიხედვით, კომისია

დამოუკიდებელია სახელმწიფო ორგანოების, უწყებებისა და ორგანიზაციებისაგან და არ არის

დაფუძნებული სახელმწიფო ქონების ბაზაზე. კომისია შედგება 5 წევრისგან, რომელთაც

თანამდებობაზე ნიშნავს საქართველოს პრეზიდენტი.

კომისიის ძირითადი ფუნქციებია:

კონკურენციის განვითარების საფუძველზე და არსებული არაკონკურენტული

ბაზრის რეგულირების მექანიზმების გამოყენებით ელექტროენერგიის წარმოების,

გადაცემის, დისპეტჩერიზაციის, განაწილების, გატარების, იმპორტის და

მოხმარების, ელექტროენერგეტიკული სისტემის კომერციული ოპერატორის

24 http://www.menr.gov.ge

http://www.menr.gov.ge/

42

მომსახურების, ელექტროენერგეტიკული სისტემის კომერციული ოპერატორის მიერ

სავალდებულო წესით შესასყიდი და სიმძლავრის სასისტემო რეზერვის ტარიფების,

ასევე ახალი მომხმარებლების გადამცემ ან გამანაწილებელ ქსელზე მიერთების

საფასურის დადგენა და რეგულირება;

ბაზრის მონაწილეთა ლიცენზირების წესებისა და პირობების დადგენა, ამ

პირობების დაცვის კონტროლი;

ენერგიის მიწოდებისა და მოხმარების წესების, ტარიფების

მეთოდოლოგიის დამტკიცება;

ბაზრის მონაწილეებს შორის სადავო საკითხების გადაწყვეტა;

ენერგეტიკის დარგში სერტიფიკაციის სამუშაოთა ორგანიზება და კოორდინაცია;

ლიცენზიატების, იმპორტიორის, ექსპორტიორის, მიმწოდებლის და

ელექტროენერგეტიკული სისტემის კომერციულ ოპერატორის მიერ მომსახურების

გაწევის პირობების, წესების და პროცედურების დამტკიცება;

ყველა კატეგორიის მომხმარებლის ელექტროენერგიითა და ბუნებრივი გაზით

სტაბილური მომარაგებისათვის საჭირო სამართლებრივი საფუძვლის შექმნა;

ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის სექტორში მომსახურების აღრიცხვის,

ანგარიშის მომზადების, დაგზავნის, აგრეთვე ელექტროენერგიისა და ბუნებრივი

გაზის საფასურის გადახდის პროცედურების დამტკიცება;

ელექტროენერგეტიკის და ბუნებრივი გაზის სექტორის რეაბილტაციისა და

განვითარების მიზნით ადგილობრივი და უცხოური ინვესტიციების მოზიდვის

ხელშეწყობა;

ჰიდროენერგეტიკული, სხვა განახლებადი, ალტერნატიული და ბუნებრივი გაზის

ადგილობრივი რესურსების ათვისებისა და უპირატესი გამოყენების ხელშეწყობა;

ელექტროენერგიის წარმოების, გადაცემის, დისპეტჩერიზაციის, განაწილების,

იმპორტის, ექსპორტისა და მოხმარების, აგრეთვე ბუნებრივი გაზის იმპორტის,

ტრანსპორტირების, განაწილების, შესაბამის შემთხვევებში მიწოდებისა და

მოხმარების ეფექტიანობის ამაღლების ხელშეწყობა;

ტარიფების დადგენა25 ხდება საერთაშორისო პრაქტიკაში მიღებული ზღვრული ფასების

მეთოდოლოგიის პრინციპების შესაბამისად, რომელიც უზრუნველყოფს საწარმოს

ფუნქციონირების ეფექტიანობის ზრდის სტიმულირებას, საწარმოს ხარჯების ოპტიმიზაციით.

კომისია ელექტროენერგეტიკულ სექტორში ადგენს სხვადასხვა სახის ტარიფებს,

ელექტროენერგეტიკული სექტორის სტაბილურობისა და მისი ტექნიკურ-ეკონომიკური

მაჩვენებლებიდან გამომდინარე. შესაბამისად, კომისია უფლებამოსილია, ელექტრო-

ენერგეტიკულ სექტორში შექმნილი ვითარების გათვალისწინებით, მეთოდოლოგიის და

მოქმედი კანონმდებლობის შესაბამისად, დაადგინოს ზღვრული, დიფერენცირებული ან/და

ფიქსირებული ტარიფები.

25 http://gnerc.org/uploads/tarifebis%20metodologia.pdf

43

კომისია განსაზღვრავს ტარიფის რეგულირების პერიოდებს, რომლის შესაბამისადაც

ადგენს ტარიფებს და რომელშიც აისახება წინა პერიოდში დამდგარი ფაქტობრივი გარემოებები

მეთოდოლოგიის პირობების შესაბამისად.

საქართველოში არსებულ საგენერაციო ობიექტებზე განსხვავებული სატარიფო

რეგულირება მოქმედებს:

სახელმწიფოს საკუთრებაში არსებულ რეგულირებად ჰიდროელექტროსადგურებს

(ენგური, ვარდნილი) ფიქსირებული ტარიფები აქვთ დაწესებული;

კერძო მფლობელობაში საშუალო სიმძლავრის ნახევრად დერეგულირებულ

ჰიდროელექტროსადგურებს ზამთრის ფასის ზედა ზღვარი აქვთ დაწესებული;

დერეგულირებულ ჰესებზე არ მოქმედებს არანაირი სატარიფო რეგულაცია;

თბოელექტროსადგურებს ელექტროენერგიის და სარეზერევო სიმძლავრის ფასის

ზედა ზღვარი აქვთ დადგენილი, ამასთან ჰიდროელექტროსადგურებს სარეზერვო

სიმძლავრის საფასური არ უდგინდებათ.

საქართველოს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მოდელი შემდეგნაირად გამოიყურება26.

ნახაზი 2.7. საქართველოს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მოდელი

საქართველოს ელექტროენერგეტიკული სისტემა დაყოფილია ნაწილობრივ

ვერტიკალურად ინტეგრირებულ რამდენიმე სეგმენტად (პირობითად: ენერგო-პრო, რაო-ეესი,

სახელმწიფო, აფხაზეთი, სხვა გენერატორი/მომხმარებელი კომპანიები) სადაც გენერაციის და

მიწოდება/განაწილების ან გენერაციის და გადაცემის საწარმოები ერთი მესაკუთრის

მფლობელობაშია ან ერთ იურიდიულ პირშია გაერთიანებული.


2011.

44

რეგულირებადი საქმიანობა საქართველო

ელ. ენერგიის წარმოების ბაზარზე

შესვლა

წარმოების, გადაცემის, განაწილების, დისპეტჩერიზაციის

ნებართვა გაიცემა მარეგულირებელი კომისიის მიერ უვადო

ლიცენზიის საფუძველზე / დერეგულირებულია

ელ. ენერგიის მწარმოებელი ფირმის

კაპიტალური ინვესტიციები

არ რეგულირდება, ითვალისწინებენ მხოლოდ ტარიფის

დაანგარიშებისას

მწარმოებელი ფირმების შემოსავლები/

ხარჯები

რეგულირებადია იმ ელექტროსადგურებისათვის, რომელთა

წარმოების ტარიფები მარეგულირებლის მიერ

განისაზღვრება.

ელ. ენერგიის მწარმოებელი

ფირმებისაგან შესყიდვის ფასი

2008 წლამდე აშენებულ ელექტროსადგურებზე ფასის ზედა

ზღვარია დაწესებული. მცირე (13 მგვტ.-მდე) და 2008 წლის

შემდეგ აშენებულ ჰესებზე ფასი დერეგულირებულია.

ინვესტიციები ქსელურ სექტორში

(გადაცემა/ განაწილება)

რეგულირებადია

გადაცემა/ განაწილების ტარიფები რეგულირდება საწარმოების მიერ გაწეული ხარჯების

საფუძველზე

გამანაწილებელ ქსელში დანაკარგები მარეგულირებელი ადგენს ნომრატიულად დასაშვები

დანაკარგების დონეს, რომლის ანაზღაურებაც შესაძლებელია

გადამცემ და გამანაწილებელ ქსელთან

მიერთების ტარიფი

რეგულირებადია

გადამცემ და გამანაწილებელ ქსელთან

მიერთება

მარეგულირებელი კომისიის ლიცენზიის საფუძველზე

გაიცემა, გამჭვირვალე და არადისკრიმინაციულ პირობებში

სამომხმარებლო ფასი მარეგულირებელი ადგენს სამსაფეხურიან ზღვრულ ტარიფს

ელ. ენერგიის მიწოდების ხარისხი

მარეგულირებელი აკონტროლებს და აღწერს წლიურ

ანგარიშში ელექტრომომარაგების საიმედოობას 2 ინდექსის

საშუალებით (SAIFI, SAIDI)

ურთიერთობები გამანაწილებელ და

მიმწოდებელ ფირმებს შორის

არ რეგულირდება. საქართველოში გამანაწილებელი

კომპანიები (თელასი, ენერგო-პრო) მიწოდებასაც

ახორციელებენ და ამასთან ერთად ელექტროსადგურებსაც

ფლობენ. ვერტიკალურად ინტეგრირებული საწარმოს ყველა

ნიშანი ახასიათებთ.

ურთიერთობები გამანაწილებელ და

მწარმოებელ ფირმებს შორის

ურთიერთობები მიმწოდებელ და

მწარმოებელ ფირმებს შორის

საჯარო სამსახურის პასუხისმგებლობა

სოციალურად დაუცველ და მიუვალ

ადგილებში მცხოვრები

სუბიექტებისადმი (PSO)

მარეგულირებელი კომისია უწევს ზედამხედველობას.

45


1. მ. მარგველაშვილი, გ. მუხიგულიშვილი „კონკურენცია და მონოპოლია შიდა ენერგეტიკულ

ბაზრებზე“ 2011.

2. Chris Harris, “Electricity Markets, Pricing Structures and Economics”, 2006, Wiley

3. Perez-Arriaga, Ignacio J., et al. "Traditional Regulation of the Electricity Industry."

4. Steven Stoft, “Power System Economics”, 2002

46

3. ელექტროენერგიის მდგრადი მიწოდება


ელექტროენერგიის გამომუშავება სათავეს არ იღებს ელექტროსადგურებში. რეალურად,

ელექტროენერგიის გამომუშავებისათვის გამოიყენება სხვადასხვა რესურსები, რომლებიც

ბუნებაში შეზღუდული რაოდნეობითაა და ამოწურვადია. მათი მოპოვება კი, დაკავშირებულია

დიდძალ ხარჯებთან. სწორედ ამიტომ საჭიროა აღნიშნული რესურსების ეფექტიანი გამოყენება,

რათა საზოგადოებამ მიიღოს მაქსიმალური სარგებელი. ამოწურვადი რესურსების

ხელმისაწვდომობა და მათი ეფექტიანი გზებით გამოყენების საშუალებები განხილულია

პირველ ნაწილში. ასევე ცნობილია, რომ გარდა ამოწურვადი რესურსებისა, ელექტროენერგიის

გამომუშავება ხდება განახლებადი ენერგიის წყაროებით, ისეთებით როგორციაა წყლის, ქარის,

მზის და სხვა ენერგიები. მეორე ნაწილში განხილულია სხვადასხვა ტიპის

ელექტროსადგურების მიერ ელექტროენერგიის გამომუშავებასთან დაკავშირებული ხარჯები.

მესამე ნაწილში განხილულია ფაქტორები, რომლებიც უნდა იქნეს გათვალისწინებული

ელექტროენერგიის მინიმალური ხარჯით მისაღებად საიმედოობის და გარემოზე

ზემოქმედების მისაღები დონის გათვალისწინებით. მეოთხე ნაწილში მოცემულია ფაქტორები

რომლის მიხედვითაც შეიძლება მოდელების დაჯგუფება და ბოლოს მოცემულია

ოპტიმიზაციის პაქტიკული ამოცანა.

3.1. რესურსების შეზღუდულობა და მათი ეფექტიანი გამოყენება

რატომ უნდა დავხარჯოთ შეზღუდული რესურსები ელექტროენერგიის საწარმოებლად?

ეს კითხვა ფუნდამენტურია და მასზე პასუხის გაცემა მნიშვნელოვანია, რამეთუ

ქვეყანაში და ზოგადად პლანეტაზე ენერგორესურსები შეზღუდულია და საჭიროა მათი

ეფექტიანი გამოყენება. ეფექტიანი გამოყენება არ გულისხმობს მხოლოდ ტექნოლოგიური

მიღწევების ხარჯზე ნაკლები რესურსის დანახარჯით მეტი სარგებლის მიღებას კონკრეტული

ღონისძიებისათვის, არამედ აღნიშნული რესურსების გამოყენებას იმ მიზნებისათვისაც,

საიდანაც საზოგადოება მიიღებს უფრო მეტ სარგებელს. ამავდროულად, რესურსებში შეიძლება

ვიგულისხმოთ არამარტო ბუნებრვი რესურსები, რაზეც გამახვილებულია ყურადღება

სახელმძღვანელოს სპეციფიკიდან გამომდინარე, არამედ ადამიანური და სხვა რესურსებიც,

რომლებიც თან სდევს რესურსების მოპოვების, გადამუშავებისა თუ გარდაქმნის პროცესს.

ვსაუბრობთ რა რესურსების გამოყენების ოპტიმალური ვარიანტის შერჩევაზე,

მნიშვნელოვანია ყურადღება გავამახვილოთ არამარტო ტექნოლოგიურ, არამედ ეკონომიკურ

ასპექტებზეც. ალტერნატიული დანახარჯის ცნება წარმაოდგენს იმ მნიშვნელოვან კომპონენეტს,

რომელსაც ეკონომისტები იყენებენ, რათა კონკრეტულ რესურსს თუ ქმედებას მოუძებნონ

ოპტიმალური, მაქსიმალური სარგებლის მომტანი გამოყენება.

47

ალტერნატიული დანახარჯი: გამოიყენება გადაწყვეტილების ოპტიმიზაციისას,

განსაზღვრული მოქმედების ალტერნატიული ვარიანტის განხორციელების შედეგად

წარმოქმნილი დანახარჯების შეფასებისას27.

ეს ნიშნავს, რომ როდესაც ალტერნატიული სარგებელი, რომელსაც მივიღებდით

სხვაგვარად მოქცევით, რესურსების ნებისნიერი სხვა მიზნებისთვის გამოყენებით, ნაკლებია

ვიდრე ის სარგებელი, რომელსაც ამჟამად ვიღებთ, ამგვარი ქმედება და რესურსების არსებული

მიზნებისათვის გამოყენება მართებულია.

დავუშვათ, ბუნებრივი გაზი, რომლის მხოლოდ შეზღუდული რაოდენობაა

ხელმისაწვდომი დროის კონკრეტულ პერიოდში, შეიძლება გამოყენებულ იქნეს

ელექტროენერგიის ან საკონდიტრო ქარხნის მიერ ტკბილეულის საწარმოებლად. ანალიზის

შედეგად შეფასდა, რომ სარგებელი, რომელსაც მიიღებს საზოგადოება სრული რესურსების

ელექტროენერგიის წარმოებისაკენ მიმართვით, არის 1 მილიონი ლარი, ხოლო ტკბილეულის

წარმოებისაგან – 1.5 მილიონი ლარი.

თუ ბუნებრივი გაზი იხარჯება ელექტროენერგიის წარმოებისათვის, მისი სხვაგვარად

გამოყენებით საზგადოება მიიღებდა 1.5 მილიონ ლარად შეფასებულ სარგებელს, რაც

წარმოადგენს ბუნებრივი გაზის ელექტროენერგიის საწარმოებლად გამოყენების

ალტერნატიულ დანახარჯს. რადგანაც ალტერნატიული დანახარჯი მეტია, ამ შემთხვევაში

ოპტიმალურია, რომ რესურსები მიემართოს ტკბილეულის წარმოებისაკენ.

რეალურად, სამყაროში ყველაფერი უფრო გართულებულია ვიდრე ზემოთ მოყვანილ

მაგალითში, სადაც არაა გათვალისწინებული ბევრი მნიშვნელოვანი ფაქტორი. მიზანი კი მაინც

იგივეა: რესურსებს მოეძებნოს ოპტიმალური გამოყენება, რაც საზოგადოებას მოუტანს

მაქსიმალურ სარგებელს.

3.2. ელექტროენერგიის გამომუშავებასთან დაკავშირებული ხარჯები

იმისათვის, რომ მოხდეს ელექტროენერგიის მომხმარებლისთვის მიწოდება, საჭიროა, რომ

მიწოდების ჯაჭვი იყოს ფუნქციონირებადი ყველა ეტაპზე. მიწოდების ჯაჭვი ძალიან

კომპლექსურია და ის შეიძლება დაიყოს შემდეგ საფეხურებად:

ენერგორესურსების მოძიება;

ენერგორესურსების მოპოვება;

ენერგორესურსების გადამუშავება;

გადამუშავებული ენერგორესურსების მიწოდება;

გადამუშავებული ენერგორესურსებიდან ელექტროენერგიის გამომუშავება;

ელექტროენერგიის გადაცემა მაღალი ძაბვის გადამცემი ხაზებით;

დაბალი ძაბვის გადაცემის ხაზებით ელექტროენერგიის საბოლოო მომხმარებლამდე

მიტანა;

ელექტროენერგიის ნაკლებობის პირობებში მოთხოვნის მენეჯმენტი;

27 მოხელის სამაგიდო ლექსიკონი / გაეროს განვითარების პროგრამა

48

მიმწოდებლების გადახდისუნარიანობა;

მომხმარებლის გადახდისუნარიანობა.

ამავდორულად, ყველაფერს ართულებს ის ფაქტორიც, რომ ყველა აღნიშნული

კომპონენტი ფუნქციონირებს დროით განზომილებაში, სადაც სუფევს განუსაზღვრელობა.

ყველა ეტაპი, ენერგორესურსების მოძიებიდან მის მოხმარებამდე, გულისხმობს

გარკევულ დანახარჯებს, რომელიც განსხვავებულია სხვადასხვა ნიშნით. ამ ქვეთავში

ყურადღებას დავუთმობთ ელექტროსადგურების მიერ ელექტროენერგიის წარმოებისათვის

საჭირო ხარჯების განხილვას და მათი სპეციფიკის განსაზღვრას.

ელექტროენერგიის გამომუშავების ყველა ხარჯი შეიძლება განვიხილოთ როგორც ხარჯი

ერთი კვტ.სთ ელექტროენერგიის საწარმოებლად. ეს ხარჯები მრავალფეროვანია და შეიძლება

დაჯგუფდეს ოთხ ძირითად კატეგორიად:

კაპიტალური ხარჯები (Capital expenditure) – საწყისი ინვესტიცია საჭირო

ელექტროსადგურის ექსპლუატაციაში გასაშვებად;

საოპერაციო და ტექნიკური მომსახურების ფიქსირებული ხარჯები (Fixed costs of

operation and maintenance) – დაზღვევა, მომუშავეთა ხელფასები და სხვა დანახარჯები,

რომლებიც არის მუდმივი და არ არის დაკავშირებული წარმოებული ელექტროენრგიის

მოცულობასთან;

საოპერაციო და ტექნიკური მომსახურების ცვლადი ხარჯები (Variable costs of operation

and maintenance) – დანახარჯები, რომლებიც დაკავშირებულია წარმოებული

ელექტროენრგიის მოცულობასთან;

საწვავის ხარჯები (The cost of fuel) – ასევე დაკავშირებულია გამომუშავებული

ელექტროენერგიის მოცულობასთან. რა თქმა უნდა, ეს ხარჯი არაა გასათვალისწინებელი

ჰიდროელექტროსადგურების და იმ სხვა ელექტროსადგურების შემთხვევაში,

რომლებიც არ მოიხმარენ საწვავს.

თავის მხრივ, არც ხარჯების ზედმიწევნით ზუსტად განჭვრეტაა შესაძლებელი. არსებობს

მრავალი ფაქტორი, რომელიც მოქმედებს ხარჯების ცვლილებაზე:

სახელმწიფოს რეგულირება შეიძლება იყოს სასესხო გარანტიები, განახლებად

ენერგიებში ინვესტიციების წახალისება, გადასახადების ტვირთის შემცირება და სხვა

სახელმწიფო თუ ადგილობრივი რეგულაციები;

საქართველო, ჰიდროენერგიის ასათვისებლად ინვესტიციების მოზიდვის მიზნით

ინვესტორებს სთავაზობს მრავალ წამახალისებელ პირობას:

ინვესტიცია ელექტროსადგურებზე მშენებლობის, ოპერირებისა და ფლობის (BOO)

პრინციპით;

წლის 3 თვიანი პერიოდის გარდა სხვა პერიოდში შესაბამისი პირი თავისუფალია

ბაზრის არჩევანში (ადგილობრივი ან/და ექსპორტი) ყოველგვარი შეზღუდვის

გარეშე.

ასევე ცვალებადი საინვესტიციო ხარჯები. კრედიტებზე საპროცენტო განაკვეთის

ცვლილება, ტექნოლოგიის განვითარების ხარჯზე ეკონომიის გაკეთების შესაძლებლობა;

49

საწვავის ფასი;

გარემოს დაბინძურების შესამცირებლად მავნე აირების გამოფრქვევებზე დაწესებული

შეზღუდვები და გადასახადები, რაც დამატებით ტვირთად იქცევა ელექტროენერგიის

მწარმოებლისათვის.

აღნიშნული ხარჯები ასევე განსხვავდება ელექტროენერგიის გამომამუშავებელი

ტექნოლოგიების მიხედვით. ყველა მათგანი სხვადასხვა სპეციფიკით ხასიათდება და

სხვადასხვა დონის საწყის ინვესტიციებსა თუ საოპერაციო ხარჯებს მოითხოვს.

რათა მოხდეს შედარება სხვადასხვა ტექნოლოგიების ეკონომიკური ეფექტიანობისა, რაც

გამოიხატება გამომუშავების სიიაფეში, ხშირად იყენებენ ელექტროენერეგიის დაყვანილი

ღირებულების ცნებას.

ელექტროენერეგიის დაყვანილი ღირებულება (Levelized electricity Cost, LEC)28 – არის

ელექტროსადგურის მიერ წარმოებული ელექტროენერგიის ერთეულის ის მუდმივი ფასი, რა

ფასადაც სადგურის მთელი ექსპლუატაციის ხანგრძლივობის განმავლობაში ელექტროენერგიის

გაყიდვა საშუალებას მისცემს ელექტროსადგურის მფლობელს ზუსტად დაფაროს თავისი ყველა

ხარჯი. შესაბამისად, გამოდის, რომ ამ სიდიდეში ხდება სადგურის მთელი ექსპლუატაციის

განმავლობაში გაწეული ხარჯების გადანაწილება თითოეულ გამომუშავებულ კვტ.სთ-ზე.

შეგვიძლია მას ენერგიის ერთეულის თვითღირებულებაც ვუწოდოთ.

∑ ( )

∑ ( )

სადაც

LEC - ენერგიის დაყვანილი ღირებულებაა

It - კაპიტალური დანახარჯებიt წელიწადში

Mt - ტექნიკური მომსახურებისა და საოპერაციო დანახარჯები t წელიწადში

Ft - საწვავის დანახარჯები t წელიწადში

Et - გამომუშავებული ენერგია t წელიწადში

r - დისკონტირების კოეფიციენტი

n - ექსპლუატაციის ხანგრძლივობა

განტოლების მარცხენა მხარეს წარმოდგენილია ელექტროენერგიის გაყიდვით

მიღებული შემოსავალი სადგურის მთელი ექსპლუატაციის ხანგრძლივობის განმავლობაში, იმ

პირობით, რომ ყოველი ერთეული ელექტროენერგიისა გაიყიდა მუდმივ ფასად (LEC). ხოლო

განტოლების მარჯვენა მხარეს მოცემულია სადგურის ყველა დანახარჯი მისი მშენებლობის

დაწყებიდან უტილიზაციის პერიოდის დასრულებამდე.აქედან ვღებულობთ ენერგიის

დაყვანილი ღირებულების საბოლოო ფორმულას:

28 LEC კალკულატორი: შექმნილი ა.შ.შ–ის განახლებადი ენერგიის ეროვნული ლაბორატორიის მიერ.

ხელმისაწვდომია ონლიან რეჟიმში შემდეგ ელექტრონულ მისამართზე:

http://www.nrel.gov/analysis/tech_lcoe.html

50

∑

( )

∑

( )

ჩვეულებრივ ელექტროენერეგიის დაყვანილი ღირებულება გამოითვლება 40 წლამდე

პერიოდისათივს და მისი განზომილებაა ვალუტა კვტ.სთ ელექტროენერგიისათვის

(ლარი/კვტ.სთ).

ცხრილი 3.1. ელექტროენერეგიის დაყვანილი ღირებულება სხვადასხვა ტიპის

ელექტროსადგურებისათვის

ელექტროენერგიის გმაომუშავების ხარჯი. ევრო(2005) /მვტ.სთ

ენერგიის წყარო 2007 2020 2030

ბუნებრივი გაზი 50 -75 65 - 95 70 - 100

ნავთობი 95 - 125 125 - 165 125 - 160

ნახშირი 40 - 50 65 - 105 65 - 100

ატომური ენერგია 50 - 85 45 - 80 45 - 80

ბიომასა 55 - 215 50 - 200 50 - 205

ქარის ენერგია 75 - 140 55 - 115 50 - 95

ჰიდროენერგია დიდი ჰესი 35 -145 30 - 140 30 - 130

მცირე ჰესი 60 - 185 55 - 160 50 - 145

მზის ენერგია კონცენტრ. მზის ენერგია 170 - 250 110 - 160 100 - 140

ფოტოვოლტაჟური 520 - 880 270 - 460 170 - 300

ელექტროენერეგიის დაყვანილი ღირებულება ჰიდროელექტროსადგურებისათვის

ერთ–ერთი ყველაზე დაბალია და შესაბამისად ჰიდრორესურსების ათვისება

მიზანშეწონილია ამგვარი რესურსების არსებობის შემთხვევაში. ჰიდროელექტროსადგურების

თავისებურება ის არის, რომ მოითხოვს დიდძალ საწყის ინვესტიციას, ხოლო საოპერაცია

ხარჯები საკმაოდ დაბალია. გრაფიკზე ასახული მცირე და დიდი

ჰიდროელექტროსადგურების საწყისი საინვესტიციო და საოპერაციო ხარჯების. ასევე

მოცემულია დატვირთვის ფაქტორი და ელექტროენერეგიის დაყვანილი ღირებულება

თითოეული მათგანისათვის.

ხარჯები განსხვავდება როგორც ტექნოლოგიების მიხედვით, ასევე ქვეყნების

მიხედვით. გამომდინარე იქიდან, თუ რამდენად ხელმისაწვდომია ესა თუ ის რესურსი

ქვეყანაში, რამდენად იაფია სამუშაო ძალის დაქირავება, რამდენად ახალისებს სახელმწიფო

რეგულაცია ინვესტიციას კონკრეტული ტიპის ელექტროსადგურებში. ხარჯები ასევე

მნიშვნელოვნადაა დამოკიდებული ელექტროსადგურის დაპროექტებაზე.

51

ნახაზი 3.1. ჰესების მიერ ელექტროენერგიის გამომუშავების ხარჯები რეგიონების/ქვეყნების

მიხედვით29

3.3. ელექტროენერგიის გამომუშავება მინიმალური ხარჯით, საიმედოობის და

გარემოზე ზემოქმედების მისაღები დონის გათვალისწინებით

თანამედროვე ეპოქაში ელექტროენერგიის სამომხმარებლო ციკლს არ შეიძლება

შევხედოთ მხოლოდ ტექნიკური მხრიდან. მასთან ასევე ასოცირებულია როგორც ეკონომიკური,

ასევე ეკოლოგიური საკითხები. სწორედ ამ სამი ფუნდამნეტური საკითხის გათვალისწინებით

შეიძლება მიიღწეს:

გარანტირებული მიწოდება (Security of supply) – ტექნოლოგიური ცვლილებები

(მაგალითად, არასტაბილური ქარის ელექტროსადგურების მიერ გამომუშავებული

ელექტროენერგიის ინტეგრაცია ელექტროსისტემაში) წარმოშობს გამოწვევებს

მთლიანად სისტემის სტაბილურობისათვის. სისტემისათვის საკმარისი რეზერვების

არსებობა აუცილებელია, რათა შემცირებული იქნეს მოულოდნელი სიტუაციებისგან,

იქნება ეს ცვლილება გამომუშავებაში თუ მოთხოვნის მოულოდნელი ცვლილება,

გამოწვეული შესაძლო შეფერხების ზეგავლენა. გრძელვადიან პერიოდში

ელექტროენერგიის გარანტირებული მიწოდების მისაღწევად საჭიროა როგორც

საკმარისი რაოდენობის სიმძლავრეების არსებობა, ასევე ელექტროსადგურების

ტერიტორიული (გამომუშავების სიმძლავრეების ერთ რეგიონში კონცენტრაცია

საფრთხეს უქმნის სისტემას ბუნებრივი კატასრტოფის შემთხვევაში) და გამომუშავების

წყაროების მიხედვით დივერსიფიკაცია (სისტემა არ შეიძლება იყოს დამოკიდებული

მხოლოდ ჰიდრორესურსებზე, რადგან მშრალი სეზონის შემთხვევაში მნიშვნელოვნად

შემცირდება გამომუშავება);

ენერგოუსაფრთხოება – გულისხმობს ქვეყნის ნაკლებ დამოკიდებულებას უცხო

ქვეყნიდან ენერგიის იმპორტზე. ენერგოუსაფრთხოების მნიშვნელობის გასაგებად

საკმარისია გავიხსენოთ 2006 წლის ენერგოკრიზისი საქართველოში, როდესაც

29 http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/RE_Technologies_Cost_Analysis-HYDROPOWER.pdf

52

რუსეთიდან შეწყდა ბუნებრივი გაზის მიწოდება და ქვეყანას არ გააჩნდა

ალტერნატიული წყაროები;

მდგრადობა (Sustainability) – გლობალური დათბობისადმი მზარდი ყურადღების

პირობებში ეკოლოგიური პრობლემები იქცა ერთ–ერთ მთავარ გამომწვევად

ელექტროენერგეტიკის სექტორისათვის. ბოლო ათწლეულების განმავლობაში მრავალი

პროგრამა იქნა მიღებული მავნე აირების გამოფრქვევბის შესამცირებლად.

როგორც მრავალჯერ აღინიშნა, უმთავრესი პრობლემა, რაც არსებობს

ელექტროენერგიასთან მიმართებაში არის ის, რომ, განსხვავებით ენერგიის სხვა წყაროებისაგან,

შეუძლებელია მისი შენახვა მომავალი გამოყენებისათვის. სწორედ ამიტომ დროის კონკრეტულ

მომენტში უნდა მოხდეს გამომუშავებული ელექტროენერგიის სრული მოხმარება. სწორედ ამის

გამო ელექტროენერგია არის ერთადერთი საქონელი, რომლის გამომუშავების დონეს მუდმივად

უნდა აბალანსებდეს მოხმარების დონე.

გარდა ამისა, ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა (დატვირთვა) არ არის მუდმივად

ერთგვარი. ის განსხვავდება:

დღის მონაკვეთების მიხედვით – დატვირთვა უმეტესად მაღალია დილის და საღამოს

საათებში;

დღეების მიხედვით – არასამუშაო დღეებში ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა შედარებით

დაბალია;

სეზონების მიხევით – ცივ სეზონზე დატვირთვა მაღალია.

აუცილებელია, რომ მოხდეს მოთხოვნის დაკმაყოფილება მაშინ, როდესაც მოთხოვნა

მაქსიმალურია, ანუ დატვირთვის პიკზე. ამ მიზეზის გამო, ყველა ელექტროსადგური

მუდმივად ვერ იმუშავებს სრული დატვირთვით. დღის თუ სეზონის მიხედვით შესაძლოა

კონკრეტულ ელექტროსადგურებს მოუხდეთ გაჩერებულ მდგომარეობაში ყოფნა. მოთხოვნის

მსგავსად, ელექტროსადგურებიც შეიძლება დაიყოს რამდენიმე ჯგუფად. ელექტროსადგურების

კატეგორიზაცია ყველაზე უკეთ შესაძლებელია დატვირთვის ფაქტორის (load factor) მიხედვით.

დატვირთვის ფაქტორი წარმოადგენს ფარდობას საშუალო დატვირთვისა მაქსიმალურ

დატვირთვასთან დროის კონკრეტულ პერიოდში.

დატვირთვის ფაქტორების მიხედვით ელექტროსადგურები შეიძლება დაიყოს:

საბაზისო ელექტროსადგურები (Baseload plant) - ჩვეულებრივ მუშაობს მუდმივ

რეჟიმში მაქსიმალური დატვირთვით და აწარმოებს საბაზისო ელექტროენერგიას.

ჩვეულებრივ, მსგავს ფუნქციის მატარებელი ელექტროსადგურისგან მოითხოვება,

რომ ელექტროენერგიას გამოიმუშავებდეს მუდმივი ტემპით და დაბალ ფასად.

ევროპაში მსგავსი ელექტროსადგურები ძირითადად არიან ბუნებრივ გაზზე

მომუშვე ელექტროსადგურები, ხოლო ამერიკაში – ნახშირზე მომუშავე.

პიკის პერიოდში მომუშავე ელექტროსადგურები (peaking plant) - მისი დატვირთვის

ფაქტორი ხშირ შემთხვევაში ნაკლებია 15%–ზე და ზოგჯერ 1%–ზეც კი. მსგავსი

ელექტროსადგურების მიზანია უზრუნველყოს მოთხოვნის დაკმაყოფილება პიკურ

ან მოულოდნელი კატასტროფების პერიოდში, იქნება ეს დღის მონაკვეთი,

53

კონკრეტული დღეები თუ სეზონები. უმთავრესი თავისებურება მსგავსი ფუნქციის

შემსრულებელი ელექტროსადგურისა უნდა იყოს ის, რომ მინიმალურ დროში (15

წუთში და ზოგჯერ ნაკლებ დროშიც) უნდა შეეძლოს ელექტროენერგიის

გამომუშავების დაწყება. სწორედ ამიტომ მსგავს ფუნქციას ასრულებენ ბუნებრივ

გაზზე მომუშავე თბოელექტროსადგურები, რომლებიც გათვლილია 15 და მეტი

წლის მუშაობისათვის.

საშუალო დატვირთვის ელექტროსადგურები (mid merit) ელექტროსადგურები,

დატვირთვის ფაქტორით 15–დან 70%–მდე, წარმოადგენენ ელექტროსადგურებს,

რომლებიც მუშაობენ უფრო მოქნილ რეჟიმში, ვიდრე საბაზისო

ელექტროსადგურები. მსგავს ფუნქციას ძირითადად ასრულებენ

თბოელექტროსადგურები და ხშირად ჰიდროელექტროსადგურებიც.

თუმცა, იდეალური სიტუაცია, როდესაც არანაირ შეფერხებას ადგილი არ აქვს იშვიათი

და შეიძლება ითქვას წარმოუდგენელიცაა. ყოველთვის არსებობს მცირე თუ სერიოზული

შეფერხებები, გამოწვეული ელექტროენერგიის მომხმარებლების თუ ელექტროენერგიის

მიმწოდებლების მიზეზით. ორივე შემთხვევაში აუცილებელია, რომ მყისიერად მოხდეს

მიწოდებისა და მოთხოვნის დაბალანსება. მსგავსი დისბალანსის გამოწვევის მასშტაბებისა და

რისკების შესამცირებლად აუცილებელია, რომ მაქსიმალური სიზუსტით იქნეს

პროგნოზირებული მოთხოვნის შესაძლო ცვლილებები და მოხდეს მის დასაკმაყოფილებლად

საჭირო სიმძლავრეების მობილიზება.

ბუნებრივმა კატასტროფებმა, ამინდისა და სხვა ფაქტორების ცვლილებამ შესაძლოა

გამოიწვიოს მოულოდნელი შეფერხება ელექტროენერგიის გამომუშავებაში. მაგალითად,

როდესაც ჰიდროელექტროსადგურის მიერ დაგეგმილი გამომუშავება მნიშვნელოვნად

მცირდება მშრალი სეზონის გამო, ისევე როგორც ბუნებრივი კატასტროფები, არ შეიძლებოდა

ყოფილიყო წინასწარ განსაზღვრული.

ელექტროენერგიის მიწოდების ნაკლებობის პრობლემების წინაშე აღმოჩენის რისკის

შესამცირებლად, პირველ რიგში მნიშვნელოვანია, რომ მაქსიმალურად ზუსტად მოხდეს

მომავალი მოთხოვნის ცვლილების პროგნოზირება. მრავალი მოდელი და მეთოდი შეიძლება

იქნეს გამოყენებული ამ მიზნისათვის. თუმცა, ერთი რამ, რაც დანამდვილებით შეიძლება

ითქვას არის ის, რომ არ აქვს მნიშვნელობა რამდენად კარგადაა შედგენილი მოდელი, ის მაინც

ვერ შეძლებს იდეალურად განსაზღვროს ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა მომავალში.

სამომავლო მოთხოვნის შესაფასებლად შეიძლება გამოყენებულ იქნას მონაცემები ამჟამინდელი

მოხმარებისა და წარსულში მასში მომხდარი ცვლილების მონაცემები. დამატებით სხვადასხვა

ფაქტორების გათვალისწინება, მაგალითად როგორიცაა ტემპერატურის ცვლილება, მეტ

მდგრადობას მატებს მოდელს.

განისაზღვრება რა მომავალში მოთხოვნის სიდიდე, აუცილებელია, რომ მოხდეს ამ

მოთხოვნის დასაკმაყოფილებლად სიმძლავრეების მობილიზება.

რა რაოდენობის სიმძლავრეა საჭირო კონკრეტული დონის მოთხოვნის დასაკმაყოფილებლად?

პასუხი ამ კითხვაზე ძალიან კომპლექსურია და ის თავის მხრივ დამოკიდებულია იმაზე,

თუ რამდენად სანდოა მოთხოვნის პროგნოზი და რა დონის საიმედოობის მიღწევაა

განზრახული. საიმედოობის მაღალი დონე დაკავშირებულია გაზრდილ ხარჯებთან და,

54

შესაბამისად, ელექტროენერგიის გაზრდილ ფასებთან. ცენტრალიზებული სისტემის

არსებობისას, სადაც ელექტროენერგიის ტარიფები პოლიტიკურად მგრძნობიარე საკითხია,

შეზღუდული ფინანსური თუ არაფინანსური რესურსების ნაკლებობის პირობებში შესაძლოა

შედარებით ნაკლები დამატებითი რესურსები იქნეს გამოყოფილი მაქსიმალური საიმედოობის

მისაღწევად. საიმედოობის შესაფასებლად გამოიყენება სხვადასხვა საიმედოობის ინდექსები.

საიმედოობის ინდექსები:

სარეზერვო მარჟა (Reserve Margin, RM) - გამომამუშავებელი სიმძლავრის სიჭარბე,

რომელიც შეიძლება გამოყენებულ იქნას ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის

დასაკმაყოფილებლად.

RM= ხელმისაწვდომი სიმძლავრე – მაქსიმალური მოთხოვნა

მთავარი უპირატესობა აღნიშნული ინდექსისა არის მისი სიმარტივე, თუმცა აქვს

შეზღუდვებიც, რადგან არ ითვალისწინებს წყლის მარაგებს, კაშხლის სიდიდესა თუ

ელექტროსადგურის გათიშვების სიხშირეს.

სიმძლავრის დაკარგვის ალბათობა (loss of load probability) ასევე წარმაოდგენს

საიმედოობის შეფასების ინსტრუმენტს. ეს არის ალბათობა იმისა, რომ შეუძლებელი

იქნება ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის დაკმაყოფილება არსებული სიმძლავრეებით.

სიმძლავრის დაკარგვის მოლოდინი (loss of load expectation) - ეს არის დროის მონაკვეთი

(მაგალითად დღე) წლის განმავლობაში რომლის დროსაც შეუძლებელია მოთხოვნის

დაკმაყოფილება.

ურთიერთკავშირი სიმძლავრის დაკარგვის ალბათობასა და სიმძლავრის დაკარგვის

მოლოდინს შორის შეიძლება შემდეგნაირად გამოისახოს:

იმის შესაფასებლად, თუ რა რაოდენობის

სარეზერვო მარჟა უნდა იყოს მობილიზებული

კონკრეტული დონის საიმედოობის უზრუნველსაყოფად,

უნდა იქნეს შეფასებული, თუ რა ალბათობა არსებობს

კონკრეტული ოდენობის სიმძლავრის მიუღებლობისა.

ელექტროენერგიის გამომუშავების სისტემის

მოდელირებისა და შეფასებისათვის მნიშვნელოვანია

განისაზღვროს ჩავარდნა, ანუ მიწოდების შეუძლებლობა.

ნახაზი 3.3 ასახავს ალბათობებს იმისა, რომ შეუძლებელი

იქნება სისტემისათვის კონკრეტული ოდენობის

სიმძლავრის ხელმისაწვდომობა დროის კონკრეტულ

პერიოდში (იქნება ეს წელი, დღე თუ საათი). ლოგიკურია, რომ ალბათობა იმისა, რომ სისტემა

ნახაზი 3.2.

365

LOLELOLP

55

დარჩება სიმძლავრის გარეშე მიისწარფვის ნულისკენ. ანალოგიური ალბათობით შეიძლება

ითქვას, რომ სისტემა იმუშავებს ზედმიწევნით ზუსტად.

ელექტროსისტემა აღწევს საიმედოობის ადეკვატურ დონეს (Adequate Level of Reliability),

როდესაც:

სისტემა კონტროლდება, რომ იყოს მისაღები ნორმის ფარგლებში ნორმალური

პირობების დროს;

სისტემა მუშაობს მისაღებ რეჟიმში მოსალოდნელი ნეგატიური გარემოებების მოხდენის

შემდეგ;

სისტემა ზღუდავს არასტაბილურობის მასშტაბებს, როდესაც მას აქვს ადგილი;

სისტემა დაცულია მიუღებელი ზარალისაგან;

სისტემის ერთიანობის დაკარგვის შემთხვევაში შესაძლებელია მისი სწრაფი აღდგენა;

სისტემას შეუძლია ყოველთვის დააკმაყოფილოს მომხმარებლის ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნა გათვალისწინებული და გაუთვალისწინებელი გამორთვების პირობებში.

მთავარი ფაქტორები, რომლებიც უნდა იქნეს მიღებული მხედველობაში, რათა მინიმუმადე

იქნეს შემცირებული მიწოდებაში შეფერხების რისკი:

პიკურ პერიოდში მოთხოვნის დაკმაყოფილებისათვის საჭიროა, რომ პიკური

გამომამუშავებელი სიმძლავრე იყოს მნიშვნელოვნად მაღალი, ვიდრე საშუალო

გამომუშავება. რადგანაც ყველა ელექტროსადგურს გააჩნია ფიქსირებული დანახარჯი,

პიკური დატვირთვის ელექტროსადგურები კი მხოლოდ პიკური დატვირთვის

პერიოდში მუშაობენ, მომხმარებელმა უნდა მოახდინოს მათი კომპენსირება;

მოთხოვნის ცვლილება და შეფერხება მიწოდებაში არ არის განსაზღვრული და ეს

განუსაზღვრელობა უნდა იქნეს გათვალისწინებული სიმძლავრის მიწოდებისათვის

კომპენსირების მექანიზმის შემუშავებისას;

ასევე უნდა იქნეს გათვალისწინებული გადაცემის ხარჯები;

ელექტროგადამცემი სისტემის მუშაობაც ასევე შეიძლება შეფერხდეს ეკოლოგიური თუ

რაიმე ტექნიკური მიზეზით. როგორც გამომამუშავებელი სიმძლავრის შემთხვევაში,

ასევე საჭიროა დამატებით ელექტროენერეგიის გადამცემი ხაზების არსებობა სხვადასხვა

ალტერნატიული მარშუტებით.

როდესაც სისტემაში სიმძლავრეების დიდი ნაწილი უჭირავს განახლებადი ენერგიის

წყაროებზე მომუშავე ელექტროსადგურებს, დამატებითი რისკებიც შეიძლება გაჩნდეს.

განახლებად ენერგიებს გააჩნიათ ენერგიის დაგროვების სხვადასხვა შესაძლებლობები.

ზოგიერთი მათგანის (მაგალითად ქარის ან გამდინარე წყალზე მომუშავე ელექტროსადგურის)

გამომუშავება უნდა მოხდეს შესაძლებლობის გაჩენისთანავე, წინააღმდეგ შემთხვევაში

დაიკარგება. საპირისპიროდ, კაშხლის ტიპის ელექტროსადგურებს ყველაზე მეტად ძალუძთ

გამომუშავების „გადავადება“ წყლის დაგროვებით, თუმცა მხოლოდ მოკლევადიან პერიოდში,

რადგან კაშხლის ზომა/ტევადობა არ არის უსასრულო.

ზოგადად, სწორედ ქარის და წყლის ელექტროსადგურები შეიძლება გამოვარჩიოთ,

რომელთა ინტეგრირება სისტემაში მნიშვნელოვან გავლენას ახდენს მის ოპერირებაზე.

56

ქარის ენერგია არის ძალიან ცვალებადი ძალიან მოკლევადიან პერიოდში, წამების

დონეზეც კი. გამომუშავებული ელექტროენერგიის შენახვის ან გამომუშავების გადავადება

შეუძლებლობა მოითხოვს დიდი ოდენობის დადებითი და უარყოფითი სიმძლავრის

რეზერვების არსებობას.

დიდი ჰიდროელექტროსადგურებს შეუძლიათ დააგროვონ წყალი რეზერვუარში და ამ

გზით გადაავადონ გამომუშავება ერთ თვემდე პერიოდით.

მოკლედ განვიხილეთ რა განუსაზღვრელობა არსებული მომავალში ელექტროენერგიზე

მოთხოვნისა და შესაძლო შეფერხებებში, რომელსაც შეიძლება ადგილი ქონდეს

ელექტროენერგიის გამომუშავებისას, მნიშვნელოვანია უფრო ღრმად მიმოვიხილოთ ის

მოთხოვნები, რაც ელექტროენერგიის შეუფერხებელი და მდგრადი მიწოდების

უზრუნველსაყოფადაა აუცილებელი. გარდა საიმედოობის კრიტერიუმის დაკმაყოფილებისა,

მნიშვნელოვანია, რომ ელექტროსადგურები და სისტემა ზოგადად:

მუშაობდეს ეფექტიანად, ენერგიის გადაქმნა თუ სხვადასხვა სახის ენერგიის

საშუალებით ელექტროენერგიის წამორება ხდებოდეს მინიმალური დანახარჯებით,

ელექტროსადგურები იყვნენ მზადყოფნაში საჭიროების შემთხვევაში ელექტროენერგიის

მისაწოდებლად;

ელექტროსადგურებს, რომლებიც სისტემას ამარაგებენ სარეზერვო სიმძლავრით,

გააჩნიათ საკმარისი მოქნილობა იმისათვის, რომ საჭიროების შემთხვევაში უმოკლეს

დროში შეძლონ ელექტროენერგიის მიწოდება. ასევე მნიშვნელოვანია, რომ

ელექტროსადგურებს შეეძლოთ გამომუშავების გადავადება და ამ გზით რეზერვების

შექმნა მოკლევადიან ან გრძელვადიან პერიოდში;

საბოლოოდ, გრძელვადიან პერიოდში, სანდო და უსაფრთხო მიწოდების მიღწევა უნდა

მოხდეს გარემოზე მინიმალური ზემოქმედებით. ჰაერის, მიწის, წყლის დაბინძურება და

სხვა ნეგატიური ეფექტები გარემოზე უნდა იქნეს გათვალისწინებული

ელექტროსადგურის ხარჯისა თუ საზოგადოებისათვის/ინვესტორისათვის/ქვეყნისთვის

მისი სარგებლის გაანგარიშებისას.

იმის გამო, რომ დროის ყოველ მონაკვეთში გამომუშავებული ენერგია უნდა იქნეს

მოხმარებული და არსებობს მოთხოვნასა თუ გამომუშავებაში მოულოდნელი ცვალებადობის

მაღალი რისკი, საჭიროა, რომ მიღწეულ იქნას მაქსიმალური ვარიაცია ელექტროსადგურების

სახეებისა. ამ მიზნის მისაღწევად საჭიროა ელექტროსადგურების არსებობა, რომლებიც

იყენებენ სხვადასხვა რესურსებს ელექტროენერგიის გამომუშავესათვის (ქარისა და მზის

ელექტროსადგურები, ჰიდროელექტროსადგური, სხვადასხვა წყაროებზე მომუშავე

თბოელექტროსადგურები და ა.შ.).

იდეალურ სიტუაციაში, როდესაც ელექტროენერგიის ბაზარი განვითარებულია,

ყოველმა მომხმარებელმა თავად უნდა გადაწყვიტოს რამდენს გადაიხდის საიმედოობისათვის.

სწორედ ესაა საფუძველი გრძელვადიანი კონტრაქტებისა, რაც აძლევს სტიმულს

ელექტროენერგიის მიმწოდებელს განახორციელოს ინვესტიცია ახალ სიმძლავრეებში რათა

უზრუნველყოს საიმედოობის შესაბამისი დონე.

57

გადახდის მზადყოფნა (willingness to pay) – არის მაქსიმალური რაოდენობა რომლის

გადასახდელადაც არის მზად მომხმარებელი რათა მიიღოს საქონელი/მომსახურება ან

თავიდან აირიდოს რაიმე გაუთვალისწინებლის მოხდენა.

მომხმარებელი მზადაა გადაიხადოს რეალურ ღირებულებაზე მეტი, რათა შეამციროს

ელექტროენერგიის გარეშე დარჩენის რისკი.

როდესაც ელექტროენერგიის ბაზარი არაა განვითარებული, ბაზარს თავად არ შეუძლია

საიმედოობის უზრუნველყოფა. ამ შემთხვევაში სისტემის ოპერატორი ან დამოუკიდებელი

მარეგულირებელი ახდენს საიმედოობის „თანაშესყიდვას“ მომხმარებლებთან ერთად. ნაცვლად

იმისა, რომ განისაზღვროს დადგმული სიმძლავრის დონე მომავალში, მარეგულირებელი დებს

საიმედოობის კონტრაქტს (reliability contract). აღნიშნული კონტრაქტები გულისხმობს

გრძლელვადიან შესყიდვებს და მნიშვნელოვან ჯარიმებს ელექტროსადგურებისათვის

ხელშეკრულებით განსაზღვრული ელექტროენერგიის მიუწოდებლობის შემთხვევაში.

საიმედოობის კონტრაქტებს აქვს თავისი დადებითი მხრეები:

სტაბილური შემოსავალი ელექტროსადგურებისათვის. ნაცვლად ფასის

განუსაზღვრელობისა, ისინი იღებენ სტაბილურ შემოსავალს კონტრაქტის

დაურღვევლობის შემთხვევაში;

მარეგულირებელს შეუძლია განსაზღვროს კონტრაქტების ის რაოდენობა, რომელიც

უზრუნველყოფს საიმედოობის სასურველ დონეს. მეტი კონტრაქტი გულისხმობს მეტ

ელექტროენერგიას სხვადასხვა მწარმოებლებისგან რაც ამცირებს ელექტროენერგიის

გარეშე დარჩენის რისკს;

ელექტროსადგურებს აქვთ სტიმული, რომ გაზარდონ თვიანთი სიმძლავრეები, რადგან

მაღალი ფასის პერიოდი, როდესაც არ გააჩნიათ საკმარისი სიმძლავრე, ნაკლებად

მომგებიანია მათთვის. დამატებით, ჯარიმა ელექტროენერგიის მიუწოდებლობისათვის

უკარგავს სტიმულს ელექტროსადგურებს, რომ დადონ კონტრაქტები ნაკლებად სანდო

სიმძლავრეების ხელმისაწვდომობის პირობებში;

ელექტროენერგიის წარემოებისათვის საჭიროზე მაღალი ფასის გადახდით

მომხამრებლები იზღვევენ თავს მაღალი ფასებისგან.

ვსაუბრობთ რა სიმძლავრეების მობილიზებაზე, აუცილებელია, რომ

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის ზრდასთან ერთად ხდებოდეს მუდმივი ინვესტიციების

განხრციელება გამომამუშავებელ ობიექტებში.

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის მუდმივი ზრდა მოითხოვს უწყვეტი ინვესტიციების

განხორციელებას ელექტროენერგიის გამომამუშავებელ სიმძლავრეებში. ეფექტიანობის,

სიმდგრადისა და გარემოზე მინიმალური ზემოქმედების მისაღწევად მნიშვნელოვანია

ინვესტიციების ხარისხის უზრუნველყოფა. სწორედ ამიტომ ელექტროსადგურებში

ინვესტიციების მიზანი უნდა იყოს სამივე კომპონენეტის დაბალანსება: ინვესტიცია საჭირო

დროს, საჭირო ტერიტორიაზე, საჭირო ტექნოლოგიების გამოყენებით. სახელმწიფოს შეუძლია

შეასრულოს მნიშვნელოვანი როლი ინვესტორებისათვის მიზანშეწონილი სტიმულების

მიცემაში, რათა თავიდან აიცილოს ინვესტიციების ნაკლებობა. გარდა ახალ

58

ელექტროსადგურების აშენებისა, გაზრდილი მოთხოვნის დაკმაყოფილება ასევე შესაძლებელია

ელექტროენერგიის ეფექტიანი გამოყენებით ან ელექტორენერგიის იმპორტით.

ინვესტორი განახორციელებს ახალ ელექტროსადგურში ინვესტიციებს თუ მისი მოგების

მოლოდინი აღემატება ინვესტიციის ოდენობას. უფრო მეტიც, ეს მოგება უნდა იყოს მეტი ვიდრე

ინვესტორს შეუძლია მიიღოს ალტერნატიულ პროექტში ფულის დაბანდებით. სწორედ მოგების

მაქსიმიზაცია არის ინვესტორის მთავარი მიზანი, რომელიც ხშირ შემთხვევაში სულაც არ

გულისხმობს საზგადოებრივი კეთილდღეობის მაქსიმალური დონის მიღწევას.

მოგების და საოპერაციო ხარჯების განუსაზღვრელობა წარმოადგენს ერთ–ერთ მთავარ

შეამფერხებელ გარემოებას ინვესტორისათვის, რადგან შეუძლებელი ხდება ზუსტად გათვალოს

რა პერიოდის შემდეგ შეძლებს ინვესტიციის ამოღებას, რეალურად მოხდება თუ არა მოგების

მიღება და ა.შ.

რა ეღირება ელექტროენერგია მომავალში? რა ეღირება საწვავი, რომელსაც გამოიყენებს

ელექტროსადგური ელექტროენერგიის საწარმოებლად? როგორ შეიცვლება სხვა საოპერაციო

ხარჯები? ვინ შეიძლება იყიდოს წარმოებული ელექტროენერგია? რამდენად კონკურენტული

იქნება ბაზარი? რამდენად შენარჩუნდება საგადასახადო თუ სხვა პოლიტიკა ქვეყანაში?

რამდენად იქნება შესაძლებელი წარმოებული ელექტროენერგიის ქვეყნის გარეთ გაყიდვა? –

არის კითხვები რომელთა პასუხების ზუსტად განსაზღვრა შეუძლებელია.

ინვესტორებისათვის რისკის შესამცირებლად და ელექტროსადგურებში ინვესტიციის

წასახალისებლად შეიძლება გამოყენებულ იქნას სხვადასხვა ინსტრუმენტები. მომავალში

ელექტროენერგიის შესყიდვა ფიქსირებულ ფასად, საწვავის მიწოდება წინასწარ განსაზღვრული

პირობებით, ქსელზე დაშვების გარანტიები ამცირებს რისკებს და მნიშვნელოვნად ზრდის

სტიმულებს ინვესტორებისათვის.

მცირე ელექტროსადგურების ხელშეწყობა საქართველოში

საქართველოს ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის შესახებ კანონის

მიხედვით, მცირე ჰიდროელექტროსადგური წარმოადგენს ელექტროსადგურს, რომლის

დადგმული სიმძლავრე ნაკლებია ან ტოლი 13 მეგავატისა. აღნიშნული ტიპის

ჰიდროელექტროსადგურების თავისებურება ისაა, რომ ისინი მუშაობენ გამდინარე წყალზე

და გარემოზე მათი ნეგატიური ეფექტი მინიმალურია. სწორედ ეს წარმოადგენს უმთავრეს

უპირატესობას გამდინარე წყალზე მომუშავე ჰიდროელექტროსადგურებისა. საქართველოს

გააჩნია მცირე ჰესების უდიდესი პოტენციალი და მათი სრული ათვისება დამატებით ხელს

შეუწყობს ქვეყნის ელექტროსისტემის მდგრადობას, ქვეყნის ენერგოუსაფრთხოებას და

შეამცირებს თბოსადგურების გამომუშავების საჭიროებას, რაც თვის მხრივ შეამცირებს

გარემოში მავნე აირების გამოფრქვევებს.

მცირე ჰესებისგან ელექტროენერგიის ფიქსირებულ ფასად გარანტირებული შესყიდვა

სახელმწიფოს მხიდან წარმოადგენს მცირე ჰესების წამახალისებელ მექანიზმს.

გრძელვადიან პერიოდში ელექტროსისტემის მდგრადი და გამართული მუშაობის

მისაღწევად აუცილებელია გარემოზე ზემოქმედების ფაქტორის გათვალისწინება.

თანამედროვე ეპოქაში, როდესაც ეკოლოგიური პრობლემები წინა პლანზეა წამოწეული,

59

მნიშვნელოვანია, რომ ელექტროენერგიის გამომუშავება ხდებოდეს გარემოზე მინიმალური

ზიანის მიყენებით. სწორედ ამიტომ, სულ უფრო მეტი ყურადღება ეთმობა ინვესტიციებს

განახლებად ენერგიებში, რომლებიც შედარებით ნაკლებ ეკოლოგიურ პრობლემებს ქმნიან.

თუმცა, მიუხედავად იმისა, რომ მავნე აირების გამოფრქვევა და ამ მხრივ ბუნების დაბინძურება

არ ხდება, განახლებად ენერგიის წყაროებზე მომუშავე ელექტროსადგურებიც ახდენენ

უარყოფით გავლენას გარემოზე. მაგალითად, ჰიდროელექტროსადგურისათვის კაშხლის

მშენებლობა გულისხმობს დიდი ფართობის ტერიტორიის დატბორვას, რამაც მნიშვნელოვნად

შეიძლება შეცვალოს მიკროკლიმატი ტენიანობის გაზრდით და ა.შ.

ჩვენ შემთხვევაში, ყურადღებას გავამახვილებთ ამოწურვად ენერგიის წყაროებზე

მომუშავე ელექტროსადგურების მიერ გარემოზე ზემოქმედების შესამცირებლად, კერძოდ

გამოფრქვევების შესამცირებლად, არსებული გზების და პოლიტიკის განხილვაზე.

გარდა პირდაპირი მეთოდისა, რაც გულისხმობს ელექტროენერგიის მოხმარების და

შესაბამისად გამომუშავების საჭიროების შემცირებას, ასევე შეიძლება გამოყენებულ იქნეს

სხვადასხვა ინსტრუმენტი და მექანიზმი ჰაერის, წყლის, მიწის დაბინძურების და სხვა

ნეგატიური ეფექტების შესამცირებლად:

ერთი ტიპის გამომუშავების ფორმის შეცვლა უფრო ნაკლები ნეგატიური ეფექტის მქონე

გამომუშავების ფორმით. ეს შეიძლება გულისხმობდეს როგორც ძველი

ელექტროსადგურის განახლებას, ასევე ენერგიის წყაროს შეცვლას (მაგალითად

ნახშირზე მომუშავე ელექტროსადგური გარდაიქმნას ბუნებრივ გაზზე მომუშავედ);

ნაკლები საწვავის მოხმარება, რაც თავისთავად შეამცირებს მათი წვის შედეგად

გამოყოფილი მავნე აირების გამოფრქვევების შემცირებას;

უფრო ხარისხიანი საწვავის გამოყენება ასევე გამოიწვევს გარემოზე ზემოქმედების

შემცირებას;

მავნე ნივთიერებების დაჭერა მათ გარემოში მოხვედრამდე. თანამდეროვე

ტექნოლოგიები საშუალებას იძლევა მოხდეს სხვადასხვა ტიპის მავნე აირებისა და

ნარჩენების დაჭერა.

გარდა ტექნიკური შესაძლებლობებისა, ასევე ყურადსაღებია ეკონომიკური

ალტერნატივები. ნაცვლად ტექნიკურ საშუალებებში ინვესტიციებისა, რაც მოითხოვს დიდძალ

ინვესტიციებს, შესაძლოა მოხდეს დაზოგილი თანხის დახარჯვა ჯანდაცვის ან სხვა სფეროების

დაფინანსებისათვის, რაც გადაწონის გარემოზე უარყოფით გავლენას.

3.4. ელექტროენერგიის მიწოდების მოდელები

მოდელები შეიძლება გამოყენებულ იქნას წარსულში ელექტროენერგიის

გამომუშავებისა და ფასების სიმულაციისათვის, რათა გამოიკვეთოს, ჰქონდა თუ არა რომელიმე

ბაზრის მონაწილეს/ელექტროსადგურს დომინანტური პოზიცია ბაზარზე და რა დოზით

იწვევდა ეს ელექტროენერგიაზე ფასის ზრდას. გარდა ამისა, მოდელები შეიძლება გამოყენებულ

იქნას განახლებადი ენერგიის წყაროების სისტემაში ინტეგრებისა (მაგალითად ქარის

ელექტროსადგურების დამატება არსებულ სიმძლავრეებზე) თუ გამომამუშავებელ

სიმძლავრეებში ინვესტიციების შეფასებისათვის. ასევე შეიძლება შეფასდეს სახელმწიფო

პოლიტიკის ცვლილება ელექტროენერგიის გამომუშავების წახალისებაზე, სისტემის

60

საიმედოობაზე, ელექტროენერგიის მოთხოვნაზე და მის ფასზე. სხვადასხვა მოდელების

გამოყენებით ასევე შესაძლოა მოხდეს ნახშირორჟანგის და სხვა მავნე აირების გამოფრქვევების

ცვლილების ანალიზი.

გარდა წარსული მოვლენების ანალიზისა, მოდელები გამოიყენება მომავალში შესაძლო

ცვლილებების პროგნოზირებისათვის. სწორედ ამიტომ მოდელირება არის მნიშვნელოვანი

ინტრუმენტი ელექტროსისტემაში სახელმწიფო პოლიტიკის დაგეგმვისას და ინვესტორისათვის

პროექტის მომგებიანობის შეფასებისათვის. სახელმწიფოს მიზნიდან გამომდინარე, მოდელების

საშუალებით შეიძლება განისაზღვროს, რა ტიპის ელექტროსადგურებში ინვესტირება არის

მნიშვნელოვანი ქვეყნის სტრატეგიული განვითარებისათვის და რა ტიპის ხელშემწყობი

მექანიზმები იქნება ეფექტიანი ინვესტიციების გაზრდისათვის.

ელექტროენერგეტიკის სექტორის მნიშვნელოვანი მოდელები:

სტაბილურობის ანალიზი (Stability analysis)

დატვირთვის ნაკადი (Load flow)

მდგომარეობის შეფასება (State estimation)

დატვირთვის პროგნოზირება (Load forecasting)

ეკონომიკური დისპეტჩერიზაცია (Economic dispatch)

ოპტიმალური დატვირთვის ნაკადი (Optimal load flow)

ჰიდროთერმული კოორდინაცია (Hydrothermal coordination)

საიმედოობის/ადეკვატურობის ანალიზი (Reliability / adequacy analysis)

რისკის შეფასება (Risk assessment)

ინვესტიციების (გამომუშავება/გადაცემა) დაგეგმვა (Investment (generation / transmission)

planning)

თანამედროვე ეპოქაში გამოიყენება სხვადასხვა მოდელები რომლთაც აქვთ თავიანთი

დადებითი და უარყოფითი მხარეები. ამავდროულად, ყველა მოდელი არ ეფუძნება

ერთიდაიგივე პრინციპს და შესაძლოა ეხებოდეს სხვადასხვა საკითხებს ელექტროენერგიის

გამომუშავებისა (ინვესტიციებს, სიმძლავრეების არსებობას, სისტემის საიმედოობას და ა.შ.).

ამ ქვეთავში არ იქნება განხილული ყველა მოდელი, თუმცა, განვიხილოთ მთავარი

კატეგორიები, რის მიხედვითაც შეიძლება მოხდეს მოდელების დაჯგუფება.

ელექტროენერგიის გამომუშავების სექტორი შეიძლება განვასხვავოთ ბაზრის ტიპის

მიხედვით და შესაბამისად მოდელებიც შეიძლება დავყოთ იმის მიხედვით, თუ რომელი ტიპის

ბაზარზეა ის მორგებული:

მონოპოლისტური ბაზარი – როდესაც ბაზარზე ერთი მწარმოებელია, რომელიც იყენებს

დომინანტურ მდგომარეობას მაღალი ფასის დასაწესებლად;

ოლიგოპოლიური ბაზარი – ბაზარზე არსებობს რამდენიმე მწარმოებელი და ყველა

მათგანი ცდილობს მოგების მაქსიმიზაციას იმის გათვალისწინებით, რომ მხოლოდ

რამდენიმე მათგანი არსებობს ბაზარზე, რასაც მივყავართ მაღალ ფასებამდე;

61

სრულყოფილი კონკურენციის ბაზარი – ამ შემთხვევაში ბაზარზე არის მრავალი

მწარმოებელი, რომელთაც არ შეუძლიათ ფასზე გავლენის მოხდენა და ამ სისტემას

მივყავართ სოციალური კეთილდღეობის მაქსიმალურ დონემდე.

როგორ გავზომოთ რამდენად კონკურენტულია ბაზარი?

ამისათვის შეიძლება გამოვიყენოთ ჰერფინდალისა და ჰირშმანის ინდექსი, რომელიც ზომავს

ბაზარზე კონკურენციის დონეს. ელექროენერგიის გამომუშავების სექტორში

კონკურენციისათვის ეს ინდექსი შეიძლება დაითვალოს როგორც თითოეული

ელექტროსადგურის სიმძლავრის (ან დროის კონკრეტულ პერიოდში გამომუშვებული

ელექტროენერგიის) მთლიან არსებულ სიმძლავრეში წილის კვადრატთა ჯამი.

სადაც Si არის ინდივიდუალური ელექტროსადგურის სიმძლავრის წილი მთლიან

სიმძლავრეში.

როდესაც:

HHI<0.01 – ბაზარი ძალიან კონკურენტულია

0.01<HHI<0.15 – ბაზარი კონკურენტულია

0.15<HHI<0.25 – მცირედი კონცენტრაცია შეინიშნება ბაზარზე

HHI>0.25 – არაკონკურენტული ბაზარი

კონკურენციის დონის გარდა შესაძლებელია მოდელების დაყოფა ერთმიზნიან და

მრავალმიზნიან მოდელებად. ჩვეულებრივ, თუმცა არა აუცილებლად, სრულყოფილი

კონკურენციის მოდელები გამოისახება ერთი ფუნქციით. მაგალითად, საზოგადოებრივი

კეთილდღეობის მაქსიმიზაცია ან მთლიანი ხარჯის მინიმიზაცია. სრულყოფილი

კონკურენციის მოდელების მსგავსად, მონოლოლიური ბაზრის მოდელებსაც გააჩნიათ ერთი

ფუნქცია, რაც გულისხმობს მოგების მაქსიმალური დონის მიღწევას. მეორე მხრივ,

ოლიგოპოლიურ მოდელებს შესაძლოა გააჩნდეთ არაერთი მიზანი, რამეთუ ბაზრის ყველა

წარმომადგენელი ცდილობს საკუთარი მოგების მაქსიმიზაციას.

ფუნქციების მიხედვით მოდელები შეიძლება დავყოთ ლიბერალური ბაზრის და

რეგულირებადი/ცენტრალიზებული სისტემის მოდელებად. ლიბერალიზებული ბაზრის

მოდელები ეფუძნება მოგების მაქსიმიზაციის პრინციპს, ხოლო რეგულირებული სისტემების –

ხარჯების მინიმიზაციის.

მიუხედავად მოდელების მრავალფეროვნებისა, მთავარი კითხვა მდგომარეობს იმაში, თუ რისი

ოპტიმიზაცია გვინდა რომ მოვადინოთ და როგორ უნდა მიიღწეს ეს?

ტრადიციული მიზანი ელექტროენერგეტიკული სისტემის დაგეგმვისა, არის

ელექტროენერგიზე მოთხოვნის დაკმაყოფილება მინიმალური დანახარჯებით, საიმედოობის

მისაღები დონის და გარემოზე ზემოქმედების გათვალისწინებით.

საბაზრო ეკონომიკის პირობებში მოდელებს საკმაოდ ფართო გამოყენება აქვს:

2

iSHHI

62

ცენტრალიზებული მოდელებისაგან განსხვავებით ხარჯი შეიძლება შეიცვალოს

შეთავაზებებით აუქციონზე;

ბაზრის წარმომადგენლებს შეუძლიათ გამოიყენონ მოდელები მათი საინვესტიციო,

კონტრაქტირების სტრატეგიის განსასაზღვრად;

მარეგულირებლის ან ბაზრის წარმომადგენლის მიერ ბაზრის მომავალი ცვლილების

პროგნოზირებისათვის.

ეკონომიკური დისპეტჩერიზაცია (Economic Dispatch)

ეკონომიკური დისპეტჩერიზაცია შეიძლება განიმარტოს როგორც:

ენერგიის გამომამუშავებელი ობიექტების მუშაობა იმგვარად, რომ ენერგია იქნეს

გამომუშავებული და მომხმარებლებისთვის მიწოდებული მაქსიმალური საიმედოობით და

მინიმალური დანახარჯებით. ასევე, ყურადღება უნდა მიექცეს გამომუშავების და გადაცემის

სიმძლავრეების შეზღუდულობას.

ამ შემთხვევაში ხდება მთლიანი გამომუშავების ხარჯების [C(PG)] მინიმიზაცია. მთლიანი

გამომუშავების ხარჯი შედგება თითოეული ელექტროსადგურის ხარჯის ჯამისაგან:

ამასთან, მხედველობაში უნდა იქნეს მიღებული შეზღუდვები:

მთლიანი მოთხოვნის (PD) დასაკამაყოფილებლად, უნდა გავითვალიწინოთ დანაკარგები

ელექტროენერგიის გადაცემისას PL:

და ასევე მხედველობაში უნდა მივიღოთ თითოეული წარმოების სიმძლავრის

შეზღუდულობა:

არსებობს ეკონომიკური დისპეტჩირების ორი ფუნდამენტური კომპონენტი:

მომდევნო დღის დისპეტჩირების დაგეგმვა (Planning for tomorrow’s dispatch).

საათობრივი დაგეგმვა ჩვეულებრივ ხორციელდება ელექტროენერგიის მწარმოებელთა

ჯგუფის ან, უფრო ხშირად, ბაზრის ოპერატორის მიერ. დაგეგმვა უნდა მოხდეს

პროგნოზირებული მოთხოვნის, ელექტროსადგურების გამომუშავების

ხელმისაწვდომობის, ელექტროსადგურების სიმძლავრის შეზღუდულობის და მათი

ხარჯების და ეფექტიანობის გათვალისწინებით.

ელექტროენერგეტიკული სისტემის დისპეტჩირება (Dispatching the power system today)

ჩვეულებრივ ხორციელდება გადამცემი სისტემის ოპერატორის მიერ და გულიხსმობს

n

i

GiiG PCPC1

)()(

LDGi PPP

GiGiGi PPP maxmin

63

დღის ყველა მონაკვეთში მოთხოვნისა და მიწოდების თანაფარდობის მონიტორინგს.

სიხშირისა და მომდევნო საათისათვის დაგეგმილი ბალანსის შემოწმებას. ასევე

უზრუნველყოფილი უნდა იყოს გადამცემ ხაზებში ელექტროენერგიის გატარების

საიმედოობის უზრუნველყოფა ლიმიტების და სიხშირის დაცვით.

არსებობს ფაქტორები, რომელთაც შესაძლოა ხელი შეუშალონ ეფექტიან დაგეგმვასა და

ხარჯების მინიმიზაციას.

გეოგრაფიული რეგიონის მოცვა დაგეგმვისათვის. ჩვეულებრივ, რაც უფრო დიდია ეს

რეგიონი, უფრო ძნელია სისტემის მართვა და ხშირ შემთხვევაში ეს აისახება ფასებში;

სხვადასხვა ენერგიის წყაროებზე მომუშავე ელექტროსადგურების არსებობა სისტემაში

რა ტიპის ელექტროგადამცემის ხაზებია სისტემაში. რამდენად ეფექტიანი, რა

სიმძლავრის.

64

3.5. გამომუშავების ოპტიმიზაცია – პრაქტიკული მაგალითი

დავუშვათ ელექტროენერგიის წარმოება შესაძლებელია ხუთი ელექტროსადგურით:

1. ქარის ელექტროსადგური (ქარი_1)

2. ნახშირზე მომუშავე ელექტროსადგური (ნახშირი_1)

3. ნახშირზე მომუშავე ელექტროსადგური (ნახშირი_2)

4. გაზზე მომუშავე ელექტროსადგური (გაზი_1)

5. გაზზე მომუშავე ელექტროსადგური (გაზი_2)

თითოელი მათგანისათვის გამომუშავების ხარჯი შედგება საწვავის ხარჯისა და სხვა ცვლადი

ხარჯებისაგან. ხარჯების მოცემულია ცხრილში.

ასევე უნდა გავითვალისწინოთ შეზღუდვები.

თითოეულ ელექტროსადგურს გააჩნია გამომუშავების შეზღუდვა;

ასევე შეზღუდულია რესურსები რომლებსაც იყენებენ;

დამატებით დაწესებულია შეზღუდვები ნახშირორჟანგის გამოფრქვევებზე.

ექსელში ოპტიმიზაციის ამოცანების ამოსახსნელად უნდა გამოვიყენოთ Solver, ექსელის

დანამატი. გამოყენების წესები მოცემულია ამ თავის დანართში.

მთავარი მიზანი ოპტიმიზაციისა არის ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის დაკმაყოფილება.

დამატების მიზნას შეიძლება წარმოადგენდეს:

ხარჯების მინიმიზაცია;

მავნე აირების გამოფრქვევების მინიმიზაცია.

ოპტიმიზაციის შედეგად შეიძლება გაეცეს კითხვებს:

რომელმა ელექტროსადგურმა უნდა აწარმოოს ელექტროენერგია და რამდენი თუ

გვსურს ხარჯების მინიმიზაცია?


გამოფრქვევბის მინიმალური დონის უზრუნველყოფა?


გვსურს რესურსების დაზოგვა?

რა შემთხვევაში ჩაერთვება წარმოებაში ქარის ელექტროსადგური?

როგორ შეიცვლება გამომუშავება თუ ნავთობზე/გაზზე ფასი გაიზრდება?

დამატებით შეიძლება შესრულდეს სენსიტიურობის ანალიზი:

საწვავის ფასის ცვლილების ანალიზი

გამოფრქვევების შეზღუდვების ცვლილების ანალიზი

მოთხოვნის ცვლილების ანალიზი

სწორედ ეს კითხვები წარმოადგენენ ერთ–ერთ უმთავრეს კომპონენტებს სისტემის

ფუნქციონირებისა.

65

დანართი 3ა – ჩატარებული გამოთვლები საბოლოო მნიშვნელობების მისაღებად.

67

დანართი 3ბ – სოლვერის დამატება

სოლვერი ავტომატურად არ არის გააქტიურებული პროგრამაში. გასააქტიურებლად უნდა გავხსნათ ექსელის ოპციები და მოვახდინოთ სოლვერის

ფუნქციის დამატება. სოლვერის გასააქტიურებლად მიყევით ინსტრუქციას:

68

დანართი 3გ – სოლვერის გამოყენება

სოლვერის დამატების შემდეგ, განყოფილებაში DATA გამოჩნდება სოლვერის იარლიყი. მასზე დაჭერის შემდეგ გამოჩნდება ფანჯარა რომელშიც

უნდა ჩაიწეროს ოპტიმიზაციის პირობები.

70


1. ა. წერეთლის სახელმწიფო უნივერსიტეტი, გრიგოლ რობაქიძის უნივერსიტეტი,

საქართველოს ტექნიკური უნივერსიტეტი, „შესავალი ენერგომენეჯმენტში“, 2011.

2. Andrew Burge, „Sustainable electricity generation“, 2004.

3. California Energy Commission, „Comparative costs of california central station electricity

generation“, 2010.

4. Chris Harris, „Electricity Markets: Pricing, Structures and Economics, 2006, The Wiley Finance

Series

5. Daniel Kirschen and Goran Strbac, “Fundamentals of Power System Economics”, 2004.

6. Erik Delarue, “Modeling Electricity Generation Systems”, 2009.

7. International Renewable Energy Agency, “Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series”,

Volume 1: Power Sector, Issue 3/5, 2012.

8. An EU Energy Security and Solidarity Action Plan, “Energy Sources, Production Costs and

Performance of Technologiesfor Power Generation, Heating and Transport”, 2008.

71

4. ქსელური საქმიანობის რეგულირება


მოცემულ თავში განხილულია, თუ რა ფუნქციები აკისრიათ ელექტროენერგეტიკული სისტემის

ქსელურ სექტორში მომუშავე ფირმებს და თუ რატომ არის საჭირო მათი რეგულირება. ასევე

ახსნილია თუ როგორ უნდა რეგულირდებოდეს ბუნებრივი მონოპოლიები - ქსელური გადამცემი

და გამანაწილებელი საქმიანობები. გაანალიზებულია ქსელური ფირმების დანახარჯები და მათი

შემოსავლების/ტარიფების მთავარი მარეგულირებელი მიდგომები, როგორიცაა: დანახარჯზე

ამონაგების განაკვეთის რეგულირების (Cost-of-service remuneration/Rate of Return Regulation)

მეთოდი, ძირითად კრიტერიუმთა საშუალო მნიშვნელობებთან შედარების (Yardstick competition)

მეთოდი და საცალო ფასის ინდექსითა და ეფექტურობის X ფაქტორით რეგულირების (RPI-X)

მეთოდი. ასევე განხილულია ქსელური ფირმების სტიმულირების მექანიზმები რათა

უზრუნველყოფილ იქნას მომსახურების მაღალი ხარისხი და ქსელური დანაკარგების

ოპტიმალური დონე.

4.1. ელექტროენერგეტიკული სისტემა - გადაცემისა და განაწილების სისტემები

ელექტროენერგია კაცობრიობის ერთ-ერთი უდიდესი მონაპოვარია. თანამედროვე

მსოფლიოში იგი ყველაზე უნივერსალური ენერგიაშემცველი და აუცილებელი კომპონენტია

როგორც წარმოებისთვის, ისე მოსახლეობის არსებობისთვის. ელექტროენერგიის როგორც

პროდუქტის ერთ-ერთ ძირითად მახასიათებელს წარმოადგენს ის, რომ მისი წარმოება და

მოხმარება ერთდროულად ხდება, რაც საკმაოდ რთულ მაღალტექნოლოგიურ პროცესთანაა

დაკავშირებული. ელექტროენერგიის წარმოებისა და მოხმარების სრული ციკლი მოიცავს

რამდენიმე ეტაპს: ელექტროენერგიის გენერაცია ელექტროსადგურების მიერ, გამომუშავებული

ელექტროენერგიის გადაცემა მაღალი ძაბვის ქსელით, მისი განაწილება დაბალი ძაბვის ქსელში

და საბოლოოდ მომხმარებლებისთვის მიწოდება საყოფაცხოვრებო თუ საწარმოო დანიშნულებით

მოხმარებისათვის.

ელექტროსადგურების მიერ გამომუშავებული ელექტროენერგია ძაბვის ამამაღლებელი

ტრანსფორმატორების საფეხურების გავლით მიეწოდება მაღალი ძაბვის (500-220კვ )

ელექტროგადამცემ ქსელს, რომლის საშუალებითაც ხდება მისი გადაცემა დიდ მანძილებზე.

შემდგომ გადამცემი სისტემის ქვესადგურებში ხდება ამ ენერგიის გადაცემა გამანაწილებელი

კომპანიების შედარებით დაბალი (35-110კვ) ძაბვის ქსელში, რომლის საშუალებითაც ის

მიეწოდება დასახლებულ პუნქტებს და მსხვილ საწარმოებს. გამანაწილებელ ქვესადგურებში

ხდება ძაბვის შემდგომი დადაბლება 6-10კვ-მდე, საიდანაც კვებას ასევე იღებენ მსხვილი

მომხმარებლები, ხოლო გამანაწილებელ ტრანსფორმატორებში ძაბვა საბოლოოდ დაიყვანება

საცალო მომხმარებლისთვის მისაღებ 220-380ვ ძაბვამდე და მიეწოდება სხვადასხვა ტიპის საცალო

მომხმარებელს.

72

ნახაზი 4.1. ელექტროენერგეტიკული სისტემა

ელექტროენერგეტიკული სისტემა წარმოადგენს ერთიან დაკავშირებულ რთულ სისტემას,

რომელიც ექვემდებარება ერთიან სადისპეჩერო მართვას. სისტემის ყველა გენერატორი

სინქრონიზებულია და ერთნაირი სიჩქარით ბრუნავს. სისტემის ოპერატორისათვის, რომელიც

სადისპეჩერო მომსახურებას ახორციელებს, მთავარი ამოცანაა უზრუნველყოს მუდმივი

წონასწორობა ელექტროენერგიის მიწოდებასა (გენერაცია და მეზობელი სისტემებიდან

გადადინება) და მოხმარებას შორის და შეინარჩუნოს სისტემაში ერთიანი სტანდარტული

სიხშირე (50 ან 60 ჰც), სტანდარტული ძაბვის დონეები, უსაფრთხოების აუცილებელი დონე და

სისტემის მდგრადობა შესაძლო გამორთვების და ავარიების მიმართ, რაც ურთულესი მართვის

ამოცანაა. ამ მიზნით დისპეტჩერის ბრძანებებს ექვემდებარება გენერაციის სადგურები, და

გადამცემი ქსელის ქვესადგურების ოპერატიული პერსონალი, ასევე, საჭიროების, შემთხვევაში

გამანაწილებელი ქსელების მართვის პერსონალი. სისტემის ოპერატორი როგორც

ორგანიზაციული ერთეული შეიძლება იყოს დამოუკიდებელი ორგანო (ISO – Independent System

Operator) ან გადამცემი სისტემის ოპერატორის (TSO – Transmission System Operator)

სტრუქტურული ერთეული.

გადამცემი სისტემის ოპერატორი მაღალი ძაბვის ელექტროგადამცემ ქსელს უწევს

ექსპლუატაციას. მის ფუნქციებს წარმოადგენს მაღალი ძაბვის ქსელის ტექნიკური გამართვა,

გადამცემი ხაზების და ქვესადგურების ექსპლუატაცია, დაზიანებათა შეკეთება, ასევე ქსელის

განვითარება-გაფართოება და ინოვაციური ტექნოლოგიების დანერგვა იმისათვის, რომ

მოახდინოს მომავალი დატვირთვების უზრუნველყოფა და ელექტროენერგიის

დაუბრკოლებლად გადაცემა გენერაციის წყაროებიდან მოხმარების ცენტრებში. ამასთან,

შესაძლოა გადაცემის ოპერატორს შეთავსებული ჰქონდეს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

(კომერციული) ოპერატორის ფუნქციებიც.

ისევე როგორც ელექტროენერგიის გადამცემი სისტემის ოპერატორისათვის,

გამანაწილებელი ქსელის ოპერატორის ძირითად ფუნქციას ქსელის ტექნიკური მართვა და

73

მიღებული ელექტროენერგიის მომხმარებლამდე მიწოდება წარმოადგენს, ოღონდ საშუალო და

დაბალი ძაბვის გამანაწილებელი ქსელით. გამანაწილებელი ქსელი ერთმანეთთან აკავშირებს

მომხმარებლებს გადამცემ, გენერაციისა და სხვა გამანაწილებელ ქსელებთან. ბევრ შემთხვევაში,

და მათ შორის საქართველოში, განაწილების ოპერატორი ასევე მომხმარებელთან კომერციული

ურთიერთობის (მიწოდება) ფუნქციასაც ახორციელებს, თუმცა, საზოგადოდ, ეს ორი

ერთმანეთისგან განსხვავებულ საქმიანობად განიხილება.

სურ. ელექტროენერგიის გადაცემისა და განაწილების ქსელი

4.2. რეგულირების საჭიროება ელექტროენერგიის ქსელურ სექტორში

მომხმარებლის და გენერატორების დამაკავშრებელი გადაცემისა და განაწილების

ქვესისტემები (ქსელები) ბუნებრივ მონოპოლიებს წარმოადგენენ, რადგან მათი პარალელური

სისტემების აგება როგორც ტექნიკურად, ისე ეკონომიკურად გაუმართლებელია. აქედან

გამომდინარე, რეგულირებას უნდა ექვემდებარებოდეს ქსელური სექტორის საქმიანობა.

მარეგულირებელი კომისია ზედამხედველობას შეიძლება უწევდეს ქსელურ საწარმოთა

შემოსავლებსა და ხარჯებს, მომსახურების ხარისხს, მესამე მხარის ქსელზე დაშვებას და ა.შ.

მიუხედავად მსგავსი ფუნქციებისა და საქმიანობის სფეროსი, გამანაწილებელი ქსელის

საქმიანობა განცალკევებით უნდა რეგულირდებოდეს გადამცემი ქსელის საქმიანობისაგან, რათა

არ შეიზღუდოს საბითუმო ბაზარი. თუმცა რეგულირების მიზნები და მარეგულირებელი

მიდგომები ორივე შემთხვევაში ერთნაირია.

განსხვავებით გადამცემი მაღალი ძაბვის ქსელისაგან, გამანაწილებელი ქსელი უფრო მეტ

კაპიტალურ ხარჯებს მოითხოვს და შესაბამისად ინტეგრირებულ სამომხმარებლო ტარიფში

დიდი წილიც აქვს; ამას დიდი ბრიტანეთის მაგალითიც ადასტურებს, სადაც ელექტროენერგიის

გადამცემი სისტემა 6.2 მილიარდ ფუნტად არის შეფასებული, ხოლო გამანაწილებელი სისტემა 13

მილიარდ ფუნტად, ხოლო ინტეგრირებულ ტარიფში მათი წილი შესაბამისად 3% და 21%-ია30.

ელექტროენერგეტიკული სისტემის ქსელურ სექტორში რეგულირებას ექვემდებარება

საწარმოთა ინვესტიციები, მესამე მხარის ქსელზე დაშვება, საწარმოთა ლიცენზირებადი

საქმიანობა და ტარიფები. ინვესტიციების რეგულირების მიზანი მინიმალური მომსახურების

ხარისხის უზრუნვესაყოფად ოპტიმალური ხარჯების დადგენაა, რომელიც ასევე უნდა

ითვალისწინებდეს ქსელის გაფართოებას ახალი მომხმარებლების არსებობის შემთხვევაში.

ქსელზე დაშვების რეგულირების მიზანს ქსელის გამოყენებისას არადისკრიმინაციული

30 წყარო - “Engineering, Economics & Regulation of the Electric Power Sector”, session 5&6

74

პირობების შექმნა, ქსელური სექტორის მონოპოლიური ძალაუფლების შეზღუდვა და ქსელის

უსაფრთხო ფუნქციონირება31 წარმოადგენს.

ენერგეტიკულ საწამოთა რეგულირებისას კომისია ასევე იყენებს ლიცენზიას, რომლიც

კონკრეტული საქმიანობის განსახორციელებლად გაიცემა მარეგულირებლის მიერ გარკვეული

პირობებით:

დროის გარკვეულ პერიოდზე;

კონკრეტულ გეოგრაფიულ არეალში;

მინიმალური გარანტირებული მომსახურების ხარისხის უზრუნველყოფით;

ეფექტიანობის უზრუნველყოფითა და ინოვაციური განვითარების პირობით;

მესამე მხარის ქსელზე არადისკრიმინაციული დაშვებით;

ფასების რეგულირებისას კი მნიშვნელოვანია გადაცემისა და განაწილების ტარიფები

ასახავდნენ მათ მიერ განხორციელებულ რეალურ ხარჯებს და სტიმულს აძლევდეს საწარმოებს

გაზარდონ ეფექტიანობა და უზრუნველყონ ინოვაციური განვითარება. გამომდინარე აქედან

სატარიფო რეგულირების მთავარი მიზანი საწარმოთა ფინანსური მდგრადობისა და მათი

ეფექტიანობის ზრდაში მდგომარეობს, რაც საბოლოოდ შემცირებულ ტარიფებში უნდა აისახოს

მომსახურების ხარისხის გაუარესების გარეშე.

4.3. გადაცემისა და განაწილების ქსელური ფირმების შემოსავლების /ტარიფების


გადაცემისა და განაწილების ქსელური საქმიანობის სატარიფო რეგულირების რამდენიმე

მიდგომა განიხილება32, რომელთაგან მნიშვნელოვანია მომსახურების დანახარჯთა ანაზღაურების

მეთოდი, იგივე დანახარჯზე ამონაგების განაკვეთის რეგულირების მეთოდი (Cost-of-service

remuneration/Rate of Return Regulation), ძირითად კრიტერიუმთა საშუალო მნიშვნელობებთან

შედარების მეთოდი (Yardstick competition), და საცალო ფასის ინდექსითა და ეფექტურობის X

ფაქტორით რეგულირების მეთოდი (RPI-X regulation). ქვემოთ დაწვრილებით განვიხილავთ

თითოეულს.

დანახარჯზე ამონაგების განაკვეთის რეგულირების (Cost-of-service remuneration/Rate of

Return Regulation) მეთოდი, რომელიც განსაკუთრებით პოპულარული იყო აშშ-ში 1990-იან

წლებში, მარეგულირებელს აძლევს უფლებას გადამცემ და გამანაწილებელ ქსელურ

ოპერატორებისათვის დააწესოს ისეთი ფასი, რომელიც საშუალებას მისცემს დაფარონ

საოპერაციო ხარჯები და საჭიროების შემთხვევაში განახორციელონ ოპტიმალური რაოდენობის

კაპიტალური ინვესტიციები ქსელის აღდგენის ან გაფართოების მიზნით. გამომდინარე აქედან,

ქსელური საწარმოების მთლიანი შემოსავალი (Revenue) ძირითადად ორი კომპონენტისაგან

შედგება - წარმოების დანახარჯებისა33 (Cost) და კაპიტალურ ინვესტიციებზე ამონაგებისაგან

(Return on assets).

31 არ მოხდეს ქსელის გადატვირთვა. 32 Price Regulation Methods, prepared for the European Copper Institute / http://www.leonardo-

energy.org/sites/leonardo-energy/files/root/pdf/2010/Price%20Regulation%20Paper.pdf 33 წარმოების დანახარჯები მოიცავს საოპერაციო, ექსპლუატაციისა და ამორტიზაციის ხარჯებს.

http://www.leonardo-energy.org/sites/leonardo-energy/files/root/pdf/2010/Price%20Regulation%20Paper.pdf

http://www.leonardo-energy.org/sites/leonardo-energy/files/root/pdf/2010/Price%20Regulation%20Paper.pdf

75

ვიზუალურად ეს შეიძლება ასეც წარმოვიდგინოთ:

ნახაზი 4.3. დანახარჯებზე ამონაგების განაკვეთის რეგულირება

ამონაგების განაკვეთის რეგულირებისას დგინდება ფასის და არა საწარმოთა

შემოსავლების ზედა ზღვარი. თუმცა ფორმულაში საწარმოთა შემოსავლები სიმარტივისათვის

არის მოცემული, რადგან წინასწარ განსაზღვრული შემოსავლების რაოდენობა გაყოფილი

წარმოებული საქონლის34 რაოდენობაზე, გვაძლევს ერთი ერთეულის ფასს. ამონაგების

განაკვეთის რეგულირების მეთოდს ორი მნიშვნელოვანი ნაკლი აქვს: ერთი ის რომ, საწარმოს არ

აძლევს სტიმულს გააუმჯობესოს წარმოების პროცესი და ამით შეამციროს ხარჯები და მეორე,

შემცირდეს ტარიფები. რადგანაც საწარმომ იცის რომ გაზრდილი დანახარჯების ამოღებას ის

მაინც შეძლებს ფასების გაზრდით, ასევე, წარმოების ეფექტიანობის გაზრდის შემთხვევაში, მთელ

სარგებელს არა საწარმო, არამედ მომხმარებელი იღებს დაბალი ფასების სახით და ამასთან

კაპიტალურ ინვესტიციებზე ამონაგების განაკვეთი თითქმის უცვლელია წლების მანძილზე, ის

აღარ ფიქრობს წარმოების პროცესის განვითარებასა და დახვეწაზე. გარდა ამისა, სატარიფო

რეგულირების აღნიშნული მეთოდი საწარმოებს აძლევს სტიმულს მეტი არასაჭირო კაპიტალ

დაბანდებები განახორციელონ, რომ მიიღონ მეტი მოგება35. მარეგულირებლისთვის კი საკამოდ

ძნელია განასხვაოს საჭირო და არასაჭირო კაპიტალური ხარჯები ერთმანეთისაგან. ამასთან,

მარეგულირებელი ყოველ ერთ ან ორ წელიწადში ადგენს ახალ საფასო განაკვეთებს აღნიშნული

მეთოდით, რაც საკამოდ დიდ ადმინისტრაციულ ხარჯებთან არის დაკავშირებული.

ძირითად კრიტერიუმთა საშუალო მნიშვნელობებთან შედარების (Yardstick competition)

მეთოდით თითოეულ საწარმოს ფასის36 ზედა ზღვრად უწესდებათ სხვა დანარჩენი საწარმოების

საშუალო დანახარჯები 4-5 წლის ვადით. ფორმულის სახით ეს შემდეგნაირად გამოისახება:

34 ამ შემთხვევაში საქონელს ქსელში გატარებული ელექტროენერგია წარმოადგენს. 35 ეს ფაქტი ცნობილია ავერჩ-ჯონსონის ეფექტის სახელით. 36 ფასის მაგივრად შეიძლება ვიგულისხმოთ ასევე ფირმის საშუალო ხარჯი.

76

∑

( )

სადაც

– კონკრეტული საწარმოს დასაშვები შემოსავლის/ხარჯის ზედა ზღვარია;

- გადამცემი ან გამანაწილებელი ფირმების რაოდენობა;

- სხვა ფირმის საშუალო ხარჯია.

ფორმულის მიხედვით, საწარმოს შემოსავლები დამოკიდებულია არა საკუთარ

დანახარჯებზე, არამედ სხვა საწარმოთა საშუალო ხარჯებზე. გამომდინარე აქედან თუ

კონკრეტული ფირმა სხვა დანარჩენ ფირმებთან შედარებით უფრო ეფექტიანია და შედეგად

ნაკლები დანახარჯები აქვს, ის მეტ მოგებას მიიღებს. სატარიფო რეგულირების აღნიშნული

მეთოდი ხელს უწყობს კონკურენციის ზრდას წარმოების ეფექტიანობის გაუმჯობესებისათვის.

რადგანაც ყველა ფირმის მიზანია გააუმჯობესოს წარმოება და შეამციროს საკუთარი

დანახარჯები სხვებთან შედარებით, ამით მცირდება საშუალო დანახარჯების ზედა ზღვარი, რაც

საბოლოოდ ფასების შემცირებას გულისხმობს. მიუხედავად ზემოთ აღნიშნული დადებითი

ეფექტებისა, სატარიფო რეგულირების ამ მეთოდს რამდენიმე უარყოფითი ეფექტიც ახლავს თან.

რაც უფრო მცირდება გადამცემი ან გამანაწილებელი ქსელური ფირმების რაოდენობა მით უფრო

იზრდება ალბათობა იმისა, რომ მათ კოორდინირებულად და ხელოვნურად გაზარდონ საკუთარი

დანახარჯები. გამომდინარე იქიდან, რომ რეგულირებად ფირმებს შორის გარკვეული

სტრუქტურული განსხვავებები არსებობს, მარეგულირებლისათვის რთულია განსაზღვროს მათი

დანახარჯების საშუალო მნიშვნელობები. მიუხედავად ამისა, აღნიშნული მეთოდი ფართოდ

გამოიყენებოდა ევროპის ქვეყნებში.

საცალო ფასის ინდექსითა და ეფექტურობის X ფაქტორით რეგულირების (RPI-X)

მეთოდი საწარმოთა პროდუქტიულობის ზრდისა და ფასების შემცირების საუკეთესო

საშუალებაა, რომელსაც ფართო გამოყენება აქვს რიგ განვითარებულ და განვითარებად ქვეყნებში.

გამომდინარე იქიდან, რომ გადაცემისა და განაწილების ქსელური საწარმოები ბუნებრივ

მონოპოლიებს წარმოადგენენ, რთულია აქ კონკურენტული გარემოს შექმნა, თუმცა

რეგულირების RPI-X მეთოდით შესაძლებელია სტიმულირების ეფექტური პირობების

უზრუნველყოფა ტარიფების დანახარჯებისაგან განცალკევებით და მათ განსაზღვრისას გარე

ფაქტორების შემოტანით. აღნიშნული მეთოდით ფასის ან საწარმოთა შემოსავლების ზედა

ზღვარი 3-5 წლიანი ინტერვალით განისაზღვრება ქვემოთ მოცემული ფორმულით.

( )

სადაც: - ფასის ან შემოსავლის ზედა ზღვარია მიმდინარე წელს, - სამომხმარებლო

ფასების ინდექსი (%), - ეფექტიანობის ზრდის ფაქტორი (%).

77

ნახაზი 4.4. RPI-X რეგულირება

საცალო ფასების ინდექსის, იგივე ინფლაციის შესაფასებლად ხშირად გამოიყენება

სამომხმარებლო ფასების ინდექსი. ფორმულა გვიჩვენებს მიმდინარე წლის ფასს/შემოსავალს

დამოკიდებულს წინა წლის ფასზე/შემოსავალზე, რომელიც ინფლაციისა და ეფექტიანობის

ინდექსით არის შეწონილი. X-ფაქტორი მარეგულირებლის მიერ კონკრეტული საწარმოსათვის

წინასწარ განსაზღვრული ეფექტიანობის დონეა. რაც უფრო მაღალია წარმოების ეფექტიანობა,

მით მეტია გადამცემი ან გამანაწილებელი ქსელური საწარმოს მოგება. წარმოების ეფექტიანობის

ზრდით გამოწვეული სარგებელი X-ფაქტორის საშუალებით ნაწილდება მომხმარებლებზეც.

აღნიშნული კარგად ჩანს ქვემოთ მოყვანილ სურათზე.

ნახაზი 4.5. RPI-X რეგულირების სოციალური სარგებელი

სურათიდან ჩანს, რომ ეფექტიანობის ზრდით მიღებული სოციალური სარგებელი (A+B)

ფართობის ტოლია, რომელიც მომხმარებლებისა (A) და ფირმების (B) სარგებლის ჯამია.

78

სატარიფო რეგულირებისას დანახარჯზე ამონაგების განაკვეთის რეგულირების

მეთოდისაგან განსხვავებით, RPI-X მეთოდი მაქსიმალურად ბუნდოვანს ხდის კავშირს რეალურ

დანახარჯებსა და რეგულირებად ფასებს/შემოსავლებს შორის, რომლის კორექტირებასაც X

ფაქტორის საშუალებით ახდენს, რაც შემდგომში საწარმოთა ეფექტიანობის ზრდის წყაროა. X

ფაქტორი რეგულირების 3-5 წლიანი პერიოდის განმავლობაში ფიქსირებულია, რომელიც

ფასების წლიურ ცვლილებას განსაზღვრავს წინასწარ შეფასებული ეფექტიანობის ზრდის

გათვალისწინებით. საწარმოთა ეფექტიანობის ზრდის სტიმულს სწორედ ის ზემოგება

წარმოადგენს, რომელსაც ისინი მიიღებენ იმ შემთხვევაში, თუ იმაზე მეტად გაზრდიან

პროდუქტიულობას, ვიდრე მარეგულირებლის მიერ ეს არის წინასწარ შეფასებული. X ფაქტორი

იძლევა კორექტირების საშუალებას იმ შემთხვევაში, თუ მარეგულირებელმა არასწორად შეაფასა

ეფექტიანობის განვითარება რეგულირებად პერიოდში. რაც უფრო ზუსტია მარეგულირებლის

შეფასება, მით მეტია ალბათობა იმისა რომ ეფექტიანობით მიღებული სარგებელი სამართლიანად

და ოპტიმალურად იქნება გადანაწილებული მომხმარებლებსა და საწარმოებს შორის.

გამომდინარე იქიდან, რომ საწარმოს ინტერესებში შედის მეტი მოგების მიღება, ის არ გასცემს

სრულ ინფორმაციას რეალური დანახარჯების შესახებ. შედეგად, X ფაქტორის შესაფასებლად

მარეგულირებელი ხშირად იყენებს სხვა ეფექტიანი საწარმოების მონაცემებს (Benchmarking).

მიუხედავად RPI-X მეთოდის ბევრი დადებითისა, არსებობს საშიშროება, რომ საწარმოთა

მიერ დანახარჯების მუდმივმა შემცირებამ გააუარესოს მომსახურების ხარისხი. ეს რომ არ

მოხდეს, მარეგულირებელს ფასის/შემოსავლების ფორმულაში დამატებით შეჰყავს ისეთი

მაჩვენებლები, რომლებიც ასახავენ საწარმოთა ეფექტიანობას მომსახურების ხარისხთან

მიმართებაშიც.

4.4. ქსელური ფირმების დანახარჯები

ზემოთ განხილული სატარიფო რეგულირების მეთოდებიდან ნათელია, რომ ქსელური

ფირმების შემოსავლების რეგულირების უმნიშვნელოვანეს ელემენტს მათი დანახარჯები

წარმოადგენს, რომლის სტრუქტურა შემდეგნაირად გამოიყურება:

ნახაზი 4.6. ხარჯების სტრუქტურა

79

საოპერაციო ხარჯები შეიძლება იყოს ფირმის მიერ კონტროლირებადი და

არაკონტროლირებადი. თუმცა, მხოლოდ კონტროლირებადი ხარჯებით ფასდება წარმოების

ეფექტიანობა. როგორც სურათიდან ჩანს, საოპერაციო ხარჯები მოიცავს საექსპლუატაციო

ხარჯებსა და დანაკარგებს ქსელში. ამ უკანასკნელის შემცირება კი პირდაპირ აისახება ფირმის

ეფექტიანობაზე. ამორტიზაციის ხარჯების შეფასების რამდენიმე მეთოდია ცნობილი,

რომელთაგან მნიშნველოვანია თანაბარი, კლებადი და მზარდი რაოდენობის ცვეთის ხარჯების

დარიცხვა საანგარიშო პერიოდზე. ქვემოთ მოცემულია ამორტიზაციის ხარჯების თანაბარი

(მარცხნივ) და კლებადი (მარჯვნივ) დარიცხვის მაგალითები 10 და 20 წლიან პერიოდებზე.

ნახაზი 4.7. ამორტიზაციის ხარჯების თანაბარი (მარცხნივ) და კლებადი (მარჯვნივ) დარიცხვა 10 და 20

წლიან პერიოდებზე

მარეგულირებლები ხშირად მაინც ცვეთის თანაბარი დარიცხვის მეთოდს იყენებენ მისი

სიმარტივიდან გამომდინარე.

კაპიტალზე ამონაგების საპროცენტო ნორმა (Rate of Return), რომელიც ასევე ინვესტორის

კაპიტალის ალტერნატიული ღირებულების სახელითაც არის ცნობილი, რეგულირებადი

ფირმისათვის დასაშვები ანაზღაურების განაკვეთს განსაზღვრავს. ის დამოკიდებულია

ფინანსირების საკუთარი (equity) და სესხის (debt) საშუალო შეწონილ მნიშვნელობაზე, რომელიც

მარტივად ფორმულის სახით ასე გამოიყურება:

( )

( )

სადაც,

– კაპიტალის საშუალო შეწონილი ხარჯი;

– საკუთარი კაპიტალის ალტერნატიული ღირებულება;

– საკუთარი კაპიტალი;

– სესხი;

– სესხის ალტერნატიული ღირებულება;

- გადასახადი.

მარეგულირებელი სესხისა და ინვესტორის საკუთარი კაპიტალის ალტერნატიულ

ღირებულებებზე დაყრდნობით საშუალო შეწონილი ინდექსის მინიმალურ მნიშვნელობას იღებს.

ქვემოთ მოყვანილ გრაფიკზე კარგად ჩანს მთლიანი კაპიტალური ხარჯების ოპტიმალური

ალტერნატიული ღირებულება.

80

ნახაზი 4.8. მთლიანი კაპიტალური ხარჯების ოპტიმალური ალტერნატიული ღირებულება

მთლიანი კაპიტალური ხარჯების ოპტიმალური ალტერნატიული ღირებულება WACC

მრუდის მინიმუმის წერტილშია, რომელიც სესხისა და ქსელური ფირმის საკუთარი კაპიტალის

ოპტიმალური ფარდობით მიიღება. ქვეყნებში, სადაც ფინანსური ბაზრები კარგადაა

განვითარებული, WACC-ის ოპტიმალური მნიშვნელობის მისაღებად, საკუთარი კაპიტალის

30%-50%–მდე წილიც საკმარისია მთლიან კაპიტალურ ხარჯებში.

რეგულირებად აქტივთა ბაზა მოიცავს მხოლოდ აუცილებელ კაპიტალურ ხარჯებს და

ეყრდნობა ფიქსირებული/უძრავი აქტივების ნარჩენ ღირებულებას. უფრო დაწვრილებით კი

მოიცავს შემდეგს:

ნახაზი 4.9. რეგულირებად აქტივთა ბაზის სტრუქტურა

ქსელური ფირმის მიერ ახალი ინვესტიციების განხორციელება გარკვეულ მიზანს

ემსახურება, რომელიც სამი მიმართულებიდან ერთ-ერთს შეიძლება უკავშირდებოდეს: (1)

ქსელის გაფართოებასთან დაკავშირებული ინვესტიციები, (2) მოძველებული ტექნიკური ბაზის

განახლება და (3) ინვესტიციები განსაკუთრებული შემთხვევებისათვის (მაგ. ახალი

კანონით/რეგულაციით მუშათა უსაფრთხოების ნორმების გამკაცრება, რაც დამატებით ხარჯებს

შეიძლება გულისხმობდეს).

81

სამშენებლო სამუშაოების ხარჯების (სსხ) გათვალისწინება რეგულირებად აქტივთა

ბაზაში (რაბ), ხანგრძლივი განსჯის საგანი იყო მარეგულირებელებსა და რეგულირებად ფირმებს

შორის. ზოგირთ მარეგულირებელს იმ შემთხვევაში შეჰყავს სსხ რაბ-ში თუ მშენებლობა უკვე

დამთავრებულია, სამშენებლო პროექტი მოკლევადიანია ან ამის გარეშე მნიშვნელოვანი

ფინანსური ზარალი მიადგება ფირმას.

ქსელურ ბიზნესში მუშა კაპიტალი განისაზღვრება როგორც სხვაობა მიმდინარე აქტივებსა

და ვალდებულებებს/პასივებს შორის.

4.5. ქსელური მომსახურების ხარისხის რეგულირება და კონტროლის მექანიზმები

მომხმარებლისთვის ელექტროენერგიის მიწოდების ხარისხი ისეთივე მნიშვნელოვანია,

როგორც მისი ფასი. თუმცა მაღალი ხარისხი მაღალ ხარჯებსაც მოითხოვს. გარდა ამისა,

ელექტრომომარაგების შეწყვეტით გამოწვეული უარყოფითი შედეგებიც გასათვალისწინებელია.

ამიტომ, საჭიროა ოპტიმალური ვარიანტის მოძებნა, სადაც ჯამური დანახარჯები მინიმალური

იქნება.

ნახაზი 4.10. ხარჯებისა და საიმედოობის ურთიერთშედარება

ევროპის ენერგომარეგულირებელთა საბჭოს განსაზღვრებით, ქსელური მიწოდების

ხარისხი სამ ძირითად ნაწილად შეიძლება დაიყოს: ტექნიკური, კომერციული და საიმედოობის

ხარისხი.

ტექნიკური ხარისხი მოიცავს ძაბვისა და სიხშირის ოპტიმალურ დონეებს, რომელზეც

უსაფრთხოდ და სათანადოდ იმუშავებს საყოფაცხოვრებო თუ სხვა დანიშნულების ტექნიკური

მოწყობილობები.

82

ნახაზი 4.11. ტექნიკური ხარისხის მაჩვენებლები

ქსელური ფირმებისათვის, კომერციული უსაფრთხოება გულისხმობს არასასურველი

ფინანსური კრიზისის თავიდან ასაცილებლად მოხმარებული ელექტროენერგიის აღრიცხვასა და

დავალიანების დროულ ანაზღაურებას.

ნახაზი 4.12. კომერციული ხარისხის მაჩვენებლები

რაც შეეხება საიმედოობას, ის ქსელური მომსახურების უსაფრთხოების მესამე

უმნიშვნელოვანესი პარამეტრია, რომელიც მოკლე და გრძელვადიანი პერიოდში

ელექტროენერგიის უწყვეტად მიწოდებას გულისხმობს და თავის მხრივ რამდენიმე ინდიკატორს

მოიცავს:

∑

∑

∑

∑

∑

∑

SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) - ერთ მომხმარებელზე

ელექტრომომარაგების გამორთვების საშუალო სიხშირე (გამორთვა /მომხმარებელი),

გამოითვლება თითოეულ გამორთვისას გამორთული მომხმარებელების (Ni) საერთო

ჯამის ფარდობით მომხმარებლების მთლიან რაოდენობასთან (Nt);

SAIDI (System Average Interruption Duration Index) - ერთ მომხმარებელზე

ელექტრომომარაგების გამორთვების საშუალო ხანგრძლივობა (წთ/მომხმარებელი)

83

გამოითვლება გამორთვების რაოდენობისა (Ni) და მათი ხანგრძლივობის (ri)

ნამრავლთა ჯამის შეფარდებით მომხმარებელების მთლიან რაოდენობასთან (Nt);

CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index) - მომხმარებელთა

ელექტრომომარაგების გამორთვების საშუალო სიხშირე (გამორთვა/დაზარალებული

მომხმარებელი), გამოითვლება თითოეული გამორთვისას გამორთული

მომხმარებელების (Ni) საერთო ჯამის ფარდობით დაზარალებული მომხმარებლების

მთლიან რაოდენობასთან (Na);

CAIDI (Customer A verage Interruption Duration Index) - მომხმარებელთა

ელექტრომომარაგების გამორთვების საშუალო ხანგრძლივობა (წთ/დაზარალებული

მომხმარებელი), გამოითვლება თითოეული გამორთვისას გამორთული

მომხმარებელების (Ni) შესაბამის გამორთვის ხანგრძლივობაზე ნამრავლთა ჯამის

ფარდობით დაზარალებული მომხმარებლების მთლიან რაოდენობასთან;

AENS (Average Energy Not Supplied) – გამორთვების შედეგად მიუწოდებელი

ელექტროენერგიის საშუალო რაოდენობა თითოეულ მომხმარებელზე

(კვტ.სთ/მომხმარებელი) გამოითვლება თითოეული გამორთვის ხანგრძლივობისა (ri)

და სიმძლვარის (Pi) ნამრავლთა ჯამის ფარდობით მომხმარებლების მთლიან

რაოდენობასთან (Nt);

ასევე გამოიყენება AIT (Average Interruption Time) გამორთვების საშუალო

ხანგრძლივობის (წუთი) მაჩვენებელი, რომელიც გამოითვლება გამორთვების

ხანგრძლივობის ჯამის ფარდობით გამორთვების რაოდენობასთან.

აღნიშნული ინდექსები განსაზღვრავენ ელექტრომომარაგების სისტემის საიმედოობას,

თუმცა, გამომდინარე იქიდან, რომ SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI AENS შეწონილია

მომხმარებელების რაოდენობით, ისინი ძირითადად გამოიყენება გამანაწილებელი ქსელის

მომსახურების ხარისხის შესაფასებლად, ხოლო AIT გამოიყენება გადამცემი ქსელის

მომსახურების ხარისხის შესაფასებლად.

აღნიშნულ ინდიკატორებს შორის არსებობს გარკვეული ურთიერთკავშირი, რომელიც

მდგომარეობს შემდგომში:

ან

ქსელური ფირმები მარეგულირებელ კომისიაში ყოველ კვარტალურად და წლის ბოლოს

წარადგენენ დამუშავებულ მონაცემებს ელექტრომომარაგების საიმედოობისა და კომერციული

ხარისხის შესახებ. კომისია ახდენს მიღებული მონაცემების გაანალიზებას. იგი ვალდებულია

ჩაატაროს მონიტორინგი მიღებული და გადამუშავებული მონაცემების საფუძველზე. კომისია

ორი ან მეტი წლის ინდექსების მონაცემებზე დაყრდნობით თითოეულ ქსელურ ფირმას ცალ-

ცალკე უდგენს აღნიშნული ინდექსების კრიტერიუმებს მათი შესაძლებლობების

გათვალისწინებით (ქსელის ტექნიკური მდგომარეობის გათვალისწინებით). კრიტერიუმთა

დარღვევისა და შეუსრულებლობის შემთხვევაში მარეგულირებელი საჯარიმო იყენებს სანქციებს.

84

4.6. საქართველოს მაგალითი: ელექტროენერგიის გადამცემი და გამანაწილებელი

კომპანიები

საქართველოში ფუნქციონირებს ელექტროენერგიის გადაცემის სამი ლიცენზიანტი შპს

"საქართველოს სახელმწიფო ელექტროსისტემა" (GSE), სს "საქრუსენერგო" და შპს

„ენერგოტრანსი“.

სააქციო საზოგადოება “საქართველოს სახელმწიფო ელექტროსისტემა” (სსე) შეიქმნა 2002

წელს ს/ს “ელექტროგადაცემისა” და შპს “ელექტროდისპეტჩერიზაცია-2000”-ის შერწყმის

შედეგად. მისი დამფუძნებელი პარტნიორია სახელმწიფო. „სსე“ ახორციელებს საქმიანობას

შემდეგი მიმართულებებით37:

საქართველოს მთელ ტერიტორიაზე ელექტროენერგიის გადაცემის (ტრანსპორტირება,

ტრანზიტი) უზრუნველყოფა (35–110–220–500 კილოვოლტი);

ელექტროენერგიის დისპეტჩერიზაცია და საქართველოს ენერგოსისტემის

ოპერატიული მართვა, 500-220–110-35 კილოვოლტიანი გადამცემი ობიექტების

გამართული მუშაობისა და ენერგოსისტემის მდგრადობის უზრუნველყოფა, როგორც

ნორმალურ, ასევე ავარიულ რეჟიმში.

ს.ს. გაერთიანებული ენერგეტიკული სისტემა "საქრუსენერგო38" 1996 წლის 27 მაისს,

საქართველოს მთავრობის და "რუსეთის ერთიანი ენერგეტიკული სისტემის" მიერ ჩამოყალიბდა

50%-50% მონაწილეობით. "საქრუსენერგოს" უმთავრესი ამოცანაა ყველა მეზობელ

ელექტროსისტემასთან პარალელურ რეჟიმში მუშაობის უზრუნველყოფა. მისი ძირითადი

ფუნქციაა შიდა სასისტემო 500 კვ-იანი ელექტროგადამცემი ხაზების მეშვეობით

ელექტროენერგიის გადაცემა და მეზობელ ქვეყნებთან დამაკავშირებელი ხაზების (გარდა

სომხეთისა) ტექნიკური მომსახურება.

შპს. „ნერგოტრანსი“ შეიქმნა 2002 წელს. დაფუძნების დღიდან მისი წილის 100%

განმკარგავია საქართველოს სახელმწიფო. 2009 წლიდან გახდა საქართველოს სახელმწიფო

ელექტროსისტემის პარტნიორი კომპანია, რომელიც ასევე სახელმწიფოს საკუთრებაა.

"ენერგოტრანსი" - განაგებს 1991-1992 წლებში მშენებლობაშეჩერებულ 500 კვ ელექტროგადამცემ

ხაზს "თბილსრესი-სამხრეთ საქართველო – ზესტაფონი“ , რომლიც მოიცავს 859 ანძას და ფარავს

საქართველოს 9 რაიონს. ხაზის სიგრძე 246 კმ-ია, რომლიც სამხრეთის მხრიდან ერთმანეთთან

დააკავშირებს "გარდაბნისა“ და "დიდი ზესტაფონის“ ქვესადგურებს.

37 www.gse.com.ge 38 www.srenergo.ge

85

ნახაზი 4.13. საქართველოს ელექტროენერგიის მაღალი ძაბვის გადაცემის სისტემა

საქართველოში ელექტროენერგიის განაწილებას ახორციელებს სამი კომპანია: სს "ენერგო-

პრო ჯორჯია“, სს "თელასი" და სს "კახეთის ენერგოდისტრიბუცია"39.

ს.ს. „ენერგო-პრო ჯორჯია“ საქართველოს ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე ერთ-ერთი

ყველაზე დიდი მწარმოებელი და გამანაწილებელი კომპანიაა, რომელიც ქ. თბილისისა და

კახეთის გარდა საქართველოს მთელს ტერიტორიაზე ფლობს40 მაღალი (110 კვ), საშუალო (35-10

კვ) და დაბალი (6-0,4 კვ) ძაბვის ქსელს. ენერგო-პრო ჯორჯია წელიწადში 2.150 მილიარდი კვტ.სთ

ელექტროენერგიით ამარაგებს 850 000 აბონენტს. კომპანიის მიერ ელექტროენერგიის გაყიდვები

უტოლდება ქვეყანაში ელექტროენერგიის საერთო მოხმარების 25%-ს; „ენერგო-პრო–ჯორჯია“

ახორციელებს ელექტროენერგიის ტრანზიტის და აბონენტთა ტექნიკურ მომსახურებას, ასევე

აწარმოებს საკუთარი გადამცემი ქსელის განვითარებას თურქეთის მიმართულებით.

ს.ს. „თელასი“ საქართველოს ენერგობაზარზე ზომით მეორე გამანაწილებელი კომპანიაა,

რომელიც ქ. თბილისისა და მის მიმდებარე ტერიტორიებზე ფლობს მაღალი (110 კვ), საშუალო

(35-10 კვ) და დაბალი (6-0,4 კვ) ძაბვის ქსელს41. სს "თელასი" წელიწადში 2 მილიარდი კვტ/სთ

ელექტროენერგიით ამარაგებს 416 500 აბონენტს. "თელასის" აქციების 75% პროცენტის

მფლობელი 2003 წლიდან რუსეთის ერთიანი ენერგოსისტემაა.

ს.ს. „კახეთის ენერგოდისტრიბუცია42“ კახეთის რეგიონში მოქმედი გამანაწილებელი

კომპანიაა, რომელიც 2003 წლის 15 აპრილს ს.ს. ,,სინათლე"-ს ბაზაზე შეიქმნა. ს.ს. ,,კახეთის

39 www.minenergy.gov.ge 40 www.energo-pro.ge 41 www.telasi.ge 42 www.menr.gov.ge

http://www.menr.gov.ge/

86

ენერგოდისტრიბუცია" ემსახურება 117 058 აბონენტს. მისი საშუალო წლიური მოხმარება 200 მლნ

კვტ.სთ-ია.

სამივე გამანაწილებელი კომპანია, გამანაწილებელ საქმიანობასთან ერთად აწარმოებს

მიწოდების საქმიანობას. ანუ ყიდულობს ელექტროენერგიას და ყიდის მას მომხმარებელზე.

საქართველოში ენერგეტიკული სისტემის მარეგულირებელ ორგანოს ენერგეტიკისა და

წყალმომარაგების მარეგულირებელი ეროვნული კომისია (სემეკი) წარმოადგენს, რომელიც

კანონის მიხედვით დამოუკიდებელია სახელმწიფო ორგანოების, უწყებებისა და

ორგანიზაციებისაგან. სემეკი განსაზღვრავს ელექტროენერგიის წარმოების, გადაცემისა და

განაწილების ტარიფებს დანახარჯზე ამონაგების განაკვეთის რეგულირების (Rate of Return

Regulation) მეთოდით.

გადაცემის ტარიფის (Tგად) გასაანგარიშებლად გადაცემის ლიცენზიანტის მიერ საანგარიშო

წლის განმავლობაში კორექტირებული მოთხოვნილი შემოსავალი (RR) რეგულირებადი

პერიოდისათვის იყოფა სისტემათაშორისი ელექტროგადამცემი ხაზით ექსპორტირებული და

გადამცემი ქსელის საშუალებით მიწოდების პუნქტებში გადაცემული ელექტროენერგიის

რაოდენობაზე (Eგად) და გამოითვლება ფორმულით:

გად

გად (თეთრი კვტ სთ )

RR გამოითვლება იგივენაირად, როგორც ეს ზემოთ მოყვანილ მეთოდოლოგიაშია

ახსნილი.

განაწილების ლიცენზიანტისათვის განაწილების საქმიანობაზე დგინდება

ელექტროენერგიის განაწილებისა და გატარების ტარიფები, რომლებიც იანგარიშება შემდეგი

ფორმულით:

საშ დანაკ

(თეთრი კვტ სთ )

სადაც:

საშ - განაწილების საქმიანობის (განაწილების და გატარების მომსახურების) საშუალო

ტარიფი (თეთრი/კვტსთ);

დანაკ - გამანაწილებელ ქსელში არსებული ნორმატიული დანაკარგების ღირებულება

(ლარი);

- ელექტროენერგიის რაოდენობა, რომელიც არის:

საცალო მომხმარებლებისათვის განაწილებისა და გატარების ტარიფების

გაანგარიშებისას – საცალო მომხმარებლებისათვის გატარებული და

განაწილებული ელექტროენერგიის ჯამი (კვტსთ);

კვალიფიციური საწარმოებისთვის გატარების ტარიფის გაანგარიშებისას –

კვალიფიციური საწარმოებისთვის გატარებული ელექტროენერგიის

რაოდენობა (კვტს);

საშ თავის მხრივ იანგარიშება შემდეგი ფორმულით:

87

საშ

(თეთრი კვტ სთ )

ამჟამად, სემეკი აქტიურად მუშაობს ახალ სატარიფო მეთოდოლოგიის შემუშავებაზე,

რომელიც უფრო მეტად იქნება ორიენტირებული ელექტროენერგიის გადამცემი და

გამანაწილებელი ფირმებისათვის სტიმულირების მექანიზმების შექმნაზე.

88


1. მ. მარგველაშვილი, გ. მუხიგულიშვილი „კონკურენცია და მონოპოლია შიდა

ენერგეტიკულ ბაზრებზე“ 2011

2. Chris Harris, “Electricity Markets, Pricing Structures and Economics”, 2006, The Wiley Finance

Series

3. Gomez San Roman, Tomas. "The Economics of Regulation: Monopolistic Activities."

4. Petrov Constantin, Nunes Rosaria - „Electricity Markets Regulation“, 2009.

5. Rivier, Michel. "Electricity Power Transmission." Regulation of Energy Utilities Training

Course. Florence, Italy: Florence School of Regulation, 2009.

6. Steven Stoft, “Power System Economics”, 2002.

89

5. ელექტროენერგიის ტარიფები


ენერგოსექტორი განიხილება ე.წ. „ბუნებრივ მონოპოლიად“ და შესაბამისად ყოველთვის ექცევა

რეგულირების ქვეშ (ნაწილობრივ მაინც). ამ თავში ჩვენ განვიხილავთ უპირველეს ყოვლისა

ელექტროენერგიის ტარიფის დადგენის ზოგად პრინციპებს, აგრეთვე ფასწარმოქმნას

ელექტროენერგიის მიწოდების ჯაჭვის რგოლებში და, შესაბამისად, საბოლოო ტარიფის

ცალკეულ შემადგენელ ნაწილებს. ასევე მიმოვიხილავთ საბოლოო სამომხმარებლო ტარიფის

სხვადასხვა ტიპებსა და კატეგორიებს, რომლებიც ერთი მხრივ, საშუალებას აძლევენ

ენერგოსექტორს დაფაროს თავისი ხარჯები და მიიღოს გარკვეული მოგება, ხოლო მეორე მხრივ,

სექტორის გამართული ფუნქციონირებისთვისა და განვითარებისათვის საჭირო ეკონომიკურ

სიგნალებს უგზავნიან ელექტროენერგიის მწარმოებლებსა და მომხმარებლებს. ბოლოს,

განვიხილავთ ტარიფების სქემების პრაქტიკულ მაგალითებს.

5.1. ელექტროენერგიის ტარიფების დადგენის ზოგადი პრინციპები

ტარიფი სხვადასხვა ტიპის მომხმარებლებისათვის გაწეული სხვადასხვა საწარმოო და

არასაწარმოო მომსახურების საფასურის გადახდის განაკვეთთა სისტემაა. თავისუფალი ბაზრის

პირობებში ნებისმიერი საქონლისა თუ მომსახურების ფასს თავად ბაზარი განსაზღვრავს: ერთი

მხრივ, თითოეულ ცალკეულ მომხმარებელს საკუთარი წარმოდგენა აქვს იმაზე, თუ რამდენად

უღირს ამა თუ იმ მომსახურების ან საქონლის შესყიდვა, ხოლო მეორე მხრივ, ცალკეული

მიმწოდებლები განსაზღვრავენ თუ რამდენად უღირთ ამა თუ იმ მომსახურების ან საქონლის

გაყიდვა. საბოლოო ჯამში, ბაზარი მოდის წონასწორობაში და დგინდება ფასი, რომელიც ორივე

მხარისათვის მისაღებია.

მონოპოლიის არსებობის შემთხვევაში, მიმწოდებლებს აქვთ დიდი საბაზრო ძალაუფლება.

მათ შეუძლიათ თავისი პირობები უკარნახონ მომხმარებლებს, ძალიან დიდი ფასები დაადონ

თავიანთ საქონელსა თუ მომსახურებას და მომხმარებელი იძულებული იქნება გადაიხადოს. ასეთ

შემთხვევაში მომხმარებლების დიდი ნაწილი შესაძლოა გადახდის უუნარო აღმოჩნდეს და

აღნიშნული საქონლის ან მომსახურების გარეშე დარჩეს.

ამიტომ საჭიროა მონოპოლიური ბაზრის დარეგულირება. მარეგულირებელი იკვლევს

მიმწოდებელთა ხარჯებს და აწესებს ისეთ ფასს (უკვე ტარიფს), რომლის პირობებში

მიმწოდებელი თანახმაა გაყიდოს, ხოლო მომხმარებელი თანახმაა იყიდოს.

ამავდროულად შესაძლებელია ტარიფის დადგენისას მარეგულირებელი ბევრ სხვა,

კონკრეტული სექტორისთვის დამახასიათებელ ფაქტორებსაც ითვალისწინებდეს და

ცდილობდეს ტარიფის იმდაგვარად დადგენას, რომ მიმწოდებლებსაც და მომხმარებლებსაც

საჭირო სტიმულები მიეცეს აღნიშნული ფაქტორების გათვალისწინებით.

90

5.1.1. ზოგადი პრინციპები

ელექტროსექტორი ე.წ. „ბუნებრივ მონოპოლიას“ წარმოადგენს და ყოველთვის საჭიროებს

რეგულირებას (ნაწილობრივ მაინც) ელექტროენერგიის (ისევე როგორც სხვა სექტორის)

ტარიფები უნდა აკმაყოფილებდეს ტარიფების დადგენის შემდეგ ზოგად პრინციპებს:

ეკონომიკური მდგრადობა – ტარიფი უნდა იძლეოდეს იმის საშუალებას, რომ

გათვალისწინებულ და ამოღებულ იქნას მიწოდების ჯაჭვის თითოეული რგოლის

ყველა ხარჯი. ამ პრინციპის თანახმად, აღნიშნულ სექტორში მუშაობა თითოეული

კომპანიისთვის უნდა წარმოადგენდეს მომგებიან საქმიანობას, რამაც უნდა

უზრუნველყოს კომპანიების დაინტერესება ამ სექტორში მუშაობით.

ადიტიურობა (შეკრებითობა) – აღნიშნული პრინციპი პირდაპირ გამომდინარეობს

ეკონომიკური მდგრადობის პრინციპიდან და გულისხმობს იმას, რომ საბოლოო

საქონლისა თუ მომსახურების ტარიფში დაჯამებული უნდა იყოს მიწოდების ჯაჭვის

ყველა რგოლის ყველა დანახარჯი.

თანასწორობა და არადისკრიმინაციულობა – ნებისმიერი მომხმარებლისათვის

ერთიდაიგივე მოცულობის საქონელზე ან მომსახურებაზე უნდა წესდებოდეს

ერთიდაიგივე ტარიფი.

ეკონომიკური ეფექტიანობა – ტარიფმა უნდა გაუგზავნოს შესაბამისი ეკონომიკური

სიგნალები სექტორის მონაწილეებს. ერთი მხრივ, მიმწოდებლებს უნდა ეძლეოდეთ

სტიმული, რომ დახვეწონ თავიანთი საქმიანობა. კერძოდ, გაზარდონ მომსახურების

ხარისხი და ამავდროულად მოახდინონ ხარჯების შეძლებისდაგვარად მინიმიზაცია.

მეორე მხრივ, მომხმარებლებს უნდა ეძლეოდეთ სტიმული, რომ ეფექტიანად

ისარგებლონ აღნიშნული მომსახურებით და მაქსიმალურად შეამცირონ

არამიზანმიმართული მოხმარება. აღნიშნული პრინციპი მოიცავს იმასაც, რომ მოხდეს

თითოეული ცალკეული დანახარჯის ტიპისა და მიზეზის დადგენა და ამ

დანახარჯების შესაბამისი ალოკაცია იმის მიხედვით, თუ ვინ არის მათზე

პასუხისმგებელი.

გამჭვირვალეობა – ტარიფის დადგენის კრიტერიუმები, მეთოდები და პროცედურები

უნდა იყოს საზოგადოებისთვის ხელმისაწვდომი და მისაღები.

სიმარტივე – ტარიფის დადგენისა მეთოდები და დანერგვის პროცედურები უნდა იყოს

მაქსიმალურად გამარტივებული და ადვილად გასაგები.

სტაბილურობა – ეკონომიკური გარემოს პირობების (მაგალითად, საბოლოო საქონლის

წარმოებისათვის საჭირო შუალედური რესურსების და მომსახურების ფასების)

ცვლილებასთან ერთად საჭირო ხდება ხოლმე არსებული მეთოდოლოგიით

დადგენილი ტარიფების გადასინჯვა და ცვლილება. ზოგჯერ კი, სექტორში მიმდინარე

რეფორმების გამო, არათუ ტარიფი, არამედ თავად ამ ტარიფის დადგენის

მეთოდოლოგიაც კი შეიძლება განიცდიდეს ცვლილებას. რეგულატორმა უნდა

მოახდინოს ამგვარი ცვლილებების პროცედურებისა და ვადების წინასწარ

განსაზღვრა, რათა ნაკლებად მოხდეს განუსაზღვრელობის წარმოქმნა ამ სექტორში

მონაწილე პირებისათვის.

ამავდროულად ელექტროენერგიის ტარიფი უნდა აკმაყოფილებდეს კონკრეტულად ამ

სექტორისათვის დამახასიათებელ კრიტერიუმებსაც:

უნივერსალური სერვისი – ყველას უნდა გააჩნდეს ელექტროენერგიაზე წვდომა;

91

მცირე შემოსავლიანი მომხმარებლების დაცვა;

გარემოს დაცვა.

5.1.2. კონფლიქტები პრინციპებს შორის

ტარიფის დადგენის ზემოაღნიშნული პრინციპები ზოგჯერ წინააღმდეგობაში მოდის

ხოლმე ერთმანეთთან. განვიხილოთ რამდენიმე მაგალითი:

სიმარტივე/ეკონომიკური ეფექტიანობა – ყველა დანახარჯის ამოღების ყველაზე

მარტივი გზაა ერთიანი ფიქსირებული თანაბარი ტარიფის დადგენა. თუმცა ტარიფი,

რომელმაც უნდა შეძლოს ეკონომიკური ეფექტიანობის მისაღწევად საჭირო

სიგნალების გაგზავნა მიმწოდებლებისა და მომხმარებლებისათვის საზოგადოდ ვერ

იქნება მარტივი;

ეკონომიკური მდგრადობა/ეკონომიკური ეფექტიანობა – ეკონომიკური ეფექტიანობა

მიიღწევა მაშინ, როდესაც ტარიფი მჭიდროდ მიჰყვება ზღვრულ დანახარჯებს. თუმცა

ხშირად ზღვრულ დანახარჯებზე დაფუძნებული ტარიფი ვერ უზრუნველყოფს

მთლიანი დანახარჯების ამოღებას;

ეკონომიკური ეფექტიანობა/თანასწორობა და არადისკრიმინაციულობა –

ეფექტიანობის მისაღწევად საჭირო ხარჯების ალოკაციის მეთოდმა და შესაბამისად

დაწესებულმა ტარიფებმა შესაძლოა დაარღვიონ თანასწორობისა და

არადისკრიმინაციულობის პრინციპი.

ამიტომ, ტარიფების დადგენისას აუცილებელია წინსწარ განისაზღვროს პრიორიტეტები

პრინციპებს შორის.

5.1.3. პრაგმატული შეჯამება

ზემოთქმულიდან გამომდინარე შეგვიძლია ტარიფების დადგენის პრინციპები

ოპტიმალური თანმიმდევრობით შემდეგნაირად შევაჯამოთ:

1. უპირველეს ყოვლისა ტარიფმა უნდა უზრუნველყოს მიწოდების ჯაჭვის თითოეული

რგოლის ყველა დანახარჯის სრულად ამოღება;

2. ტარიფი უნდა იყოს ადიტიური;

3. ტარიფი ეკონომიკური ეფექტიანობის მიღწევის სტიმულირებას უნდა ახდენდეს და

გზავნიდეს შესაბამის სიგნალებს;

4. ტარიფი უნდა იყოს შეძლებისდაგვარად მარტივი და გამჭვირვალე.

5.2. ელექტროსისტემა და ტარიფის კომპონენტები

როგორც აღვნიშნეთ, კონკრეტული კომპანიისათვის დაწესებული ტარიფი უნდა

მოიცავდეს ამ კომპანიის ყველა მიზანშეწონილ დანახარჯს. შესაბამისად, ელექტროსექტორში

მოქმედ თითოეულ კომპანიას ინდივიდუალურად უწესდება თავისი მომსახურების ტარიფი.

ამავე დროს, საბოლოო ტარიფი უნდა იყოს ადიტიური. შესაბამისად, ტარიფში უნდა აისახოს

ელექტროენერგიის მიწოდების ჯაჭვის თითოეული რგოლის ყველ მიზანშეწონილი დანახარჯი.

ამიტომ, უპირველეს ყოვლისა, მოკლედ განვიხილოთ რა რგოლებისგან შედგება ეს ჯაჭვი.

92

პირველ რგოლს წარმოადგენს ელექტროენერგიის გამომუშავება. სხვადასხვა ტიპის

ელექტროსადგურები ახდენენ ელექტროენერგიის გამომუშავებას, რომელიც ტრანსფორმატორის

საშუალებით გარდაიქმნება მაღალი (110 კილოვოლტი და ზემოთ) ძაბვის დენად და მიეწოდება

გადაცემის ქსელს.

ელექტროსადგურების მიერ გამომუშავებული ელექტროენერგია, როგორც წესი,

გადაიცემა დიდ მანძილებზე გადაცემის ქსელის მაღალი ძაბვის სადენებით, რომელთა

საშუალებითაც ელექტროენერგია მიდის ლოკალურ გამანაწილებელ ქსელებამდე. ხდება

ტრანსფორმატორის საშუალებით ელექტროენერგიის გარდაქმნა საშუალო (1–დან 110

კილოვოლტამდე) ვოლტაჟის მქონე დენად და განაწილების ქსელის საშუალო ვოლტაჟის

სადენებით ხდება ამ ელექტროენერგიის მიტანა საბოლოო მომხმარებლებამდე. მომხმარებელზე

მიწოდებამდე ხდება დენის კიდევ ერთხელ გარდაქმნა დაბალი (1 კილოვოლტზე დაბლა)

ვოლტაჟის დენად ტრანსფორმატორის საშუალებით და შემდეგ ხდება მისი მიწოდება საბოლოო

მომხმარებელზე. თუმცა, თუკი საქმე გვაქვს მსხვილ მომხმარებელთან, შესაძლოა მოხდეს

პირდაპირ საშუალო ვოლტაჟის დენის მიწოდება გარდაქმნის გარეშე.

ცხადია, თითოეულ ამ რგოლს აქვს თავისი დანახარჯები და საჭიროა თითოეული

მათგანის გაანგარიშება. ზოგადად შეგვიძლია ეს ხარჯები შემდეგ კატეგორიებად დავყოთ:

კაპიტალური დანახარჯები;

მიმდინარე მუდმივი დანახარჯები;

მიმდინარე ცვლადი დანახარჯები.

ამავდროულად თითოეული რგოლის ხარჯებში შესაძლოა გათვალისწინებულ იქნას

ელექტროენერგიის ის შესაბამისი ტექნიკური დანაკარგები, რაც იქმნება თითოეულ რგოლში

ელექტროენერგიის გარდაქმნისა და გადაცემისას. თუმცა დანაკარგების ტარიფში შეტანის და

შესაბამისად ამ ტვირთის მომხმარებელზე დაკისრების მიზანშეწონილობის საკითხი სადაოდ

ითვლება მთელ რიგ ქვეყნებში.

5.2.1. ფასწარმოქმნა ელექტროენერგიის გამომუშავებაში

5.2.1.1. ელექტროენერგიის გამომუშავების ხარჯები

ელექტროენერგიის გამომუშავება ხდება ელექტროსადგურებში. სხვადასხვა ტიპის

ტექნოლოგიის ელექტროსადგურების დახარჯები განსხვავდება ერთმანეთისგან

რაოდენობრივად, თუმცა არა თვისებრივად. ეს დანახარჯები (და შესაბამისად ტარიფის

კომპონენტები) შეიძლება შემდეგ კატეგორიებში გავანაწილოთ:

კაპიტალური დანახარჯები – აქ შეგვიძლია გავაერთიანოთ სადგურის ასაშენებლად და

მის ელექტროენერგიის გადაცემის ქსელთან მიერთებისათვის საჭირო პირველადი

კაპიტალური დანახარჯები, კაპიტალური რემონტისათვის საჭირო დანახარჯები და

დამატებითი სიმძლავრის დასადგმელად ჩადებული დამატებითი ინვესტიციები;

მიმდინარე საოპერაციო და ტექნიკური მომსახურების მუდმივი დანახარჯები;

მიმდინარე ცვლადი დანახარჯები, მათ შორის საწვავის ხარჯები (ნულოვანია

განახლებადი ენერგიის წყაროების უმეტესობის შემთხვევაში);

ელექტროენერგიის სასადგურე დანაკარგები;

სარეზერვო სიმძლავრე.

93

ამათგან პირველი ორი ტიპი მოიცავს მუდმივ დანახარჯებს, რომელთა გაწევა ხდება

ნებისმიერ შემთხვევაში ელექტროენერგიის გამომუშავებისაგან დამოუკიდებლად. ვინაიდან

აღნიშნული ხარჯების ამოღება უნდა მოხდეს მოხმარებული ელექტროენერგიის საფასურიდან,

ამიტომ ამ ხარჯების, როგორც ტარიფის შემადგენელი ნაწილების, გადასანაწილებლად ერთ

კვტ.სთ.–ზე საჭიროა რეალიზებული ელექტროენერგიის მოცულობის, ძირითადი ფონდებისა და

საექსპლუატაციო ხარჯების გრძელვადიანი პროგნოზირება. ასევე სადგურის ექსპლუატაციის

ხანგრძლივობის, ინფლაციისა და დისკონტირების კოეფიციენტების წინასწარი დადგენა. ეს

უკანასკნელი სიდიდეები განსაკუთრებით საჭიროა კაპიტალური დანახარჯების

გადასანაწილებლად ექსპლუატაციის პერიოდზე ამორტიზაციის სახით.

კაპიტალური დანახარჯების ტარიფში ასახვისას შესაძლოა ისინი სულაც არ

გადაანაწილონ თანაბრად ექსპლუატაციის პერიოდზე. ხშირად ინვესტორისთვის რისკების

შესამცირებლად კაპიტალური დანახარჯები, როგორც ტარიფის კომპონენტი, დროის პერიოდზე

გადანაწილებულია კლებადობის პრინციპით, ანუ ამ დანახარჯების დიდი ნაწილი თავმოყრილია

ექსპლუატაციის პირველ წლებში და შემდეგ ნელნელა იკლებს წლების მიხედვით. შესაბამისად

ვღებულობთ კლებად, ანუ ე.წ. „დეგრესიულ“ ტარიფს.

რაც შეეხება მიმდინარე ცვლად დანახარჯებს და სასადგურე დანაკარგებს, ისინი

პირდაპირაა დამოკიდებული გამომუშავებული და რეალიზებული ელექტროენერგიის

მოცულობაზე. შესაბამისად მათი გადაანგარიშება 1 კვტ.სთ.–ზე როგორც წესი დიდ სირთულეს არ

წარმოადგენს.

განსაკუთრებული ტიპის ხარჯს წარმოადგენს სარეზერვო სიმძლავრისათვის

განკუთვნილი ფასი. ტარიფის ეს კომპონენტი შემდეგნაირად აიხსნება: ელექტროსისტემის

დაგეგმვა ხდება ისე, რომ მან შეძლოს მომხმარებლის დაკმაყოფილება მაქსიმალური მოთხოვნის

შემთხვევაშიც. ამავდროულად, ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა ყოველწლიურად იზრდება,

ხოლო ახალი სიმძლავრეების დადგმა ადვილად და სწრაფად არ ხდება. შესაბამისად, საჭიროა

რომ სისტემას გააჩნდეს სარეზერვო სიმძლავრე, რომელიც შეძლებს რამდენიმე წლის შემდეგაც

უზრუნველყოს მომხმარებლები ელექტროენერგიით მოთხოვნის ყოველწლიური ზრდის

მიუხედავად.

აქედან გამომდინარე, ელექტროსადგურებს ხშირად უწევთ თავიანთი დადგმული

სიმძლავრის გარკვეული ნაწილი მომლოდინე რეჟიმში ამყოფონ და მხოლოდ მოთხოვნის ზრდის

შესაბამისად გამოიყენონ. გამოდის, რომ მათ აქვთ „ზედმეტი“ დადგმული სიმძლავრე და

შესაბამისად, გაწეული აქვთ „ზედმეტი“ ინვესტიცია, რაც, რასაკვირველია, დამატებითი ხარჯია.

გამომუშავებული ელექტროენერგიის პროგნოზირებისას აქტიურად გამოიყენება ისეთი

სიდიდეები, როგორიცაა სადგურის სიმძლავრის კოეფიციენტი და სრული დატვირთვის წლიური

საათები. ხოლო მთლიანი დანახარჯების ერთ კვტ.სთ-ზე გადანაწილების უმარტივესი გზაა

ენერგიის დაყვანილი ღირებულება, რომელსაც ერთ–ერთ წინა თავში უკვე გავეცანით.

5.2.1.2. სადგურის სიმძლავრის კოეფიციენტი და სრული დატვირთვის წლიური საათები

სადგურის სიმძლავრის კოეფიციენტი არის შეფარდება სადგურის მიერ დროის

მონაკვეთში რეალურად გამომუშავებულ ელექტროენერგიასა და ამავე პერიოდში სადგურის

გამომუშავების მაქსიმალურ თეორიულ პოტენციალს შორის.

94

მაგალითად, თუ სადგურის დადგმული სიმძლავრეა 1 მგვტ., მაშინ მისი მაქსიმალური

დატვირთვით მუშაობისას 10 საათის განმავლობაში თეორიულად მისი გამომუშავების

პოტენციალია 10 მგვტ.სთ ელექტროენერგია. მაგრამ თუ რეალურად სადგური 1 სთ-ში მხოლოდ 7

მგვტ.სთ-ს გამოიმუშავებას ახერხებს, მაშინ მისი სიმძლავრის კოეფიციენტი შესაბამისად 0,7-ია

(ან 70%).

(5.1),

სადაც

CF - სიმძლავრის კოეფიციენტია

E - რეალური გამომუშავება

C - დადგმული სიმძლავრე

H - პერიოდის ხანგრძლივობა (საათები)

არსებობს სხვადასხვა მიზეზი, რის გამოც სადგური დროის მონაკვეთში თავისი

მაქსიმალური შესაძლო გამომუშავების 100%-ს ვერ აწარმოებდეს:

ტექნიკური მიზეზი - ავარიისა და სარემონტო სამუშაოების, ან პერიოდული

ტექნიკური მომსახურების გამო შეიძლება სადგური დროის რაღაც პერიოდში

გამორთული იყოს ან მუშაობდეს ნაწილობრივი დატვირთვით;

ეკონომიკური მიზეზი - შესაძლოა სადგურმა შეამციროს გამომუშავება მოთხოვნის

არარსებობის გამო ან იმიტომ, რომ ელექტროენერგიის გასაყიდი ფასი დაბალია და

სადგურისთვის ელექტროენერგიის წარმოება და გაყიდვა იმ მომენტში

არახელსაყრელია;

მესამე მიზეზი პირდაპირ ასოცირდება განახლებადი ენერგიის წყაროებთან და მათი

გამომუშავების ცვალებადობასთან. მაგალითად, ქარის ტურბინამ შეიძლება შეამციროს

ან საერთოდ შეწყვიტოს გამომუშავება მხოლოდ და მხოლოდ იმიტომ, რომ ქარი

შესუსტდა ან საერთოდ ჩადგა.

შესაბამისად, ლოგიკურია, რომ სხვადასხვა ტექნოლოგიის ელექტროსადგურებს

სხვადასხვა სიმძლავრის კოეფიციენტი აქვთ და იგი ერთიდაიგივე ტექნოლოგიის სადგურებს

შორისაც მერყეობს. მაგალითისათვის ცხრილში 5.1 მოცემულია აშშ-ს ენერგეტიკული

ინფორმაციის ადმისტრაციის (EIA) გათვლებით 2017 წელს მოსალოდნელი სიმძლავრის

კოეფიციენტის საშუალო მნიშვნელობები სხვადასხვა ტიპის ტექნოლოგიებისთვის.

95

ცხრილი 5.1. სხვადასხვა ტიპის ელექტროენერგიის წყაროების სიმძლავრის კოეფიციენტები

ტექნოლოგია სიმძლავრის კოეფიციენტი (%)

ჰიდროელექტროსადგური 53

ქარის ელექტროსადგური 33

მზის ფოტოვოლტაჟური პანელები 25

ბიომასის ელექტროსადგური 83

გეოთერმული ელექტროსადგური 91

ატომური ელექტროსადგური 90

ნახშირის თბოელექტროსადგური 85

ბუნებრივი გაზის უბრალო აირტურბინა 30

ბუნებრივი გაზის კომბინირებული ციკლის

აირტურბინა

87

სიმძლავრის კოეფიციენტის ნაცვლად, ასევე გამოიყენება ტერმინი სადგურის სრული

დატვირთვის დრო. მაგალითად, ზემოხსენებულ შემთხვევაში შეგვიძლია ვთქვათ, რომ

სადგურის სრული დატვირთვის დრო არის 7 სთ. ანუ, იგულისხმება, რომ თითქოს სადგურმა

მხოლოდ 7 მგვტ.სთ გამოიმუშავა იმის გამო, რომ მან 7 სთ იმუშავა სრული დატვირთვით, ხოლო

დანარჩენი 3 საათის განმავლობაში გამორთული იყო.

სადგურის სიმძლავრის კოეფიციენტს, როგორც წესი, წლიური გამომუშავების მიხედვით

ითვლიან. განსაკუთრებით ეს ეხება განახლებადი ენერგიის სადგურებს მათი სეზონური

ცვალებადობის გამო. ანალოგიურად, სადგურის მახასიათებლად ითვლება სრული დატვირთვის

წლიური საათები.

ბუნებრივია, კონკრეტული ელექტროსადგურის შესაბამისი ზემოხსენებული

მახასიათებლების საშუალებით, სადგურის დადგმულ სიმძლავრეზე დაყრდნობით

შესაძლებელია განვსაზღვროთ მისი მოსალოდნელი წლიური გამომუშავება.

5.2.2. ფასწარმოქმნა ელექტროენერგიის გადაცემასა და განაწილებაში

ელექტროენერგიის გადაცემისა და განაწილების ქსელის ხარჯების (და შესაბამისად

ტარიფების) შეიძლება შემდეგ კატეგორიებად დავყოთ:

კაპიტალური დანახარჯები – აქ შეგვიძლია გავაერთიანოთ ქსელის

ინფრასტრუქტურაზე (სადენები, ქვესადგურები, ტრანსფორმატორები) დახარჯული

პირველადი კაპიტალი, ქსელის შემდგომ დახვეწა/განვითარებაში (დამატებითი

სადენები და ტრანსფორმატორები, ახალი მრიცხველები) ჩადებული ინვესტიციები,

ქსელში ჩართვის ხარჯები (ახალი ელექტროსადგურების ან მომხმარებლების ჩართვა,

ქსელის შესაბამისი გაფართოებით);

მიმდინარე საოპერაციო და ტექნიკური მომსახურების მუდმივი დანახარჯები;

96

სხვა მიმდინარე დანახარჯები, როგორიცაა დისპეტჩერიზაცია, ვოლტაჟის კონტროლი

და ა.შ.;

კომერციული მომსახურების ხარჯები (ჩვეულებრივ მხოლოდ განაწილების ქსელს

ეხება);

ელექტროენერგიის დანაკარგები ქსელში.

როგორც ვხედავთ, დანახარჯების უმეტესობა ისეთივეა, როგორც ელექტროენერგიის

გამომუშავების სექტორში. შესაბამისად მათი ასახვა ტარიფში ანალოგიურად ხდება. თუმცა არის

ზოგიერთი განსხვავებული ტიპის ხარჯიც, რომელიც შეგვიძლია დამატებით ორიოდე სიტყვით

განვიხილოთ.

ქსელში ჩართვის ხარჯები ერთჯერადი ხარჯებია, რომელიც საჭიროა ახალი

ელექტროსადგურის ან მომხმარებლის ქსელში ჩართვის მომსახურების დასაფარად. ჩვეულებრივ

ახალი ელექროსადგური იხდის მისი გადაცემის ქსელში ჩართვის საფასურს და ეს დანახარჯი

შემდეგ აისახება ტარიფში. ხოლო ახალი მომხმარებლები ძირითადად იხდიან განაწილების

ქსელში ჩართვის საფასურს. როცა ეს ხარჯი არც ისე დიდია, ის შესაძლოა დაფარულ იქნეს

კონკრეტული მომხმარებლის (ან მომხმარებლების, ახალი ლოკალური ქსელის შემთხვევაში)

მიერ ერთჯერადი გადახდითაც.

კომერციული მომსახურების ხარჯებში შედის ისეთი ადმინისტრაციული ხარჯები,

როგორიცაა ელექტროენერგიის საფასურის ამოღებასა და ქვითრებზე გაწეული ხარჯები. როგორც

წესი, ეს ხარჯები ყველა მომხმარებელზე თანაბრად ნაწილდება. ასევე ამ კატეგორიაში შედის

მომხმარებლებისათვის სხვადასხვა ტექნიკური მომსახურების გაწევა. ეს ხარჯი შესაძლოა არ

შევიდეს ტარიფში და მისი დაფარვა კონკრეტულად დაეკისროს იმ მომხმარებელს, ვისაც

მომსახურება გაუწიეს.

5.2.3. ფასწარმოქმნა ელექტროსისტემის დამხმარე რგოლებში

ზემოაღნიშნული დანახარჯების გარდა, ტარიფში გათვალისწინებული უნდა იქნას

ელექტროსისტემის იმ სხვა მოქმედი იურიდიული პირების დანახარჯებიც, რომლებიც

უზრუნველყოფენ სისტემის გამართულად მუშაობას. მაგალითად, როგორიცაა

ელექტროსისტემის მარეგულირებელი ორგანო, ელექტროენერგიის ბაზრისა და ქსელის

ოპერატორები და ქსელის დისპეტჩერი.

ცხადია ამ შემთხვევაში საქმე ნაკლებად გვაქვს მსხვილ ინვესტიციებთან და მათი წილი

ტარიფში ძირითადად მიმდინარე საოპერაციო ხარჯებით შემოიფარგლება.

თუმცა ელექტროსისტემის ამ რგოლს ეკუთვნის ელექტროენერგიის ტარიფის ისეთი

კომპონენტიც, როგორიცაა თანხის შეგროვება სუბსიდიებისათვის, რომლებიც ელექტროსისტემის

განვითარებისათვის საჭირო კონკრეტული რეფორმებისათვის არის გამიზნული. ამ უკანასკნელს

ენერგოპოლიტიკის ხარჯსაც უწოდებენ ხოლმე.

ტარიფის ეს კომპონენტი ყოველთვის დავის საგანს წარმოადგენს იმდენად, რამდენადაც

რთულია ციფრებში გამოხატვა იმისა, თუ რამდენად სასარგებლო იქნება ესა თუ ის რეფორმა და

რამდენად გამართლებულია ამ ხარჯის გაღება.

97

ნახაზი 5.1. ელექტროენერგიის სამომხმარებლო ტარიფი საქართველოში

5.3. საბოლოო მომხმარებლის ტარიფის ტიპები და მათი სტრუქტურა

ზემოაღნიშნული დანახარჯების დადგენის შემდეგ მარეგულირებელი ორგანო ამ

ხარჯების გათვალისწინებით განსაზღვრავს თითოეული მონაწილე კომპანიისათვის მოგების

ოდენობას და განსაზღვრავს საბოლოო ტარიფს, რომელიც უნდა გადაიხადოს მომხმარებელმა,

რათა ელექტროსექტორმა მიიღოს თავისი ხარჯების დასაფარად და მოგების მისაღებად საჭირო

რაოდენობის შემოსავალი.

ყველაზე პრიმიტიული შემთხვევაა, როდესაც ეს ტარიფი არის მუდმივი მის

გადასინჯვამდე (შესაძლოა გადასინჯვა რამდენიმე წლის პერიოდულობითაც კი

ხორციელდებოდეს) და ერთნაირია ყველა ტიპის მომხმარებლისათვის. თუმცა არსებობს

ელექტროენერგიის ტარიფების უფრო დახვეწილი ტიპები, რომლებიც იცვლება დროში ან

მომხმარებლის ტიპების მიხედვით და ხელს უწყობს მომხმარებლისათვის საჭირო სიგნალების

გაგზავნას და ამავდროულად მეტი მოქნილობის საშუალებას აძლევს მათ სასურველი ტარიფის

შერჩევაში.

უნდა აღინიშნოს, რომ ტარიფის ცვალებადობა შეიძლება ხდებოდეს როგორც ტარიფის

სტრუქტურული შემადგენლობის ცვლილების, ასევე თვითონ შემადგენელი კომპონენტების

ცვლილების ხარჯზეც.

შესაძლებელია ტარიფების ნაწილობრივი ცვალებადობაც, ანუ ტარიფის შემადგენელი

კომპონენტების ნაწილი რჩებოდეს უცვლელი ყველასთვის და ცვალებადობა ეხებოდეს მხოლოდ

დანარჩენ კომპონენტებს. ელექტროენერგიის ტარიფის კომპონენტების მრავალფეროვნება ამის

საშუალებას ნამდვილად იძლევა.

ტარიფი შეიძლება იცვლებოდეს:

მომხმარებლის ტიპების მიხედვით (კომერციული, ინდუსტრიული, ქუჩების

განათებისთვის, სამომხმარებლო სექტორი);

ელექტროენერგიის მოხმარების რაოდენობის მიხედვით;

დროის მონაკვეთების მიხედვით ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის და სისტემის

დატვირთვის ცვლილების გამო;

98

გეოგრაფიული მდებარეობის მიხედვით.

სხვადასხვა ტიპის მომხმარებელს შესაძლოა სხვადასხვა ტექნიკური მახასიათებლების

მქონე ელექტროენერგია ესაჭიროებოდეს (ძაბვა, მომსახურების ხარისხი). შესაბამისად მათი

მოხმარებული ელექტროენერგიის ღირებულებაც სხვადასხვაა. ასეთი მომხმარებლების

ბევრნაირი კატეგორია შეიძლება არსებობდეს და მათი განსხვავება ძირითადად მათ მიერ

მოხმარებული ელექტროენერგიის ტექნიკური მახასიათებლებით ხდება, ამიტომ აქ მათზე არ

შევჩერდებით.

5.3.1. საფეხურებრივი ტარიფი

საფეხურებრივი ტარიფი შესაძლოა იყოს ზრდადი ან კლებადი, საჭიროების მიხედვით.

ელექტროენერგიის დაზოგვისა და მისი არამიზნობრივი მოხმარების შემცირების საშუალებით

ენერგოეფექტიანობის სტიმულირების მაგალითად გამოდგება ზრდადი საფეხურებრივი ტარიფი.

ამ დროსხდება ელექტროენერგიის ტარიფის დიფერენციაცია მოხმარებული ელექტროენერგიის

რაოდენობის მიხედვით:

თუკი სააღრიცხვო პერიოდის (თვის) განმავლობაში მოხმარებული ელექტროენერგიის

რაოდენობა გადააჭარბებს გარკვეულ ნიშნულს, მაშინ ელექტროენერგიის ტარიფი

საფეხურებრივად იზრდება. ასეთი ტარიფი შეიძლება იყოს ორ, სამ ან მეტსაფეხურიანი და

გამოდგება ნაკლებშემოსავლიანი მოსახლეობისათვის, რომლებიც მოიხმარენ ნაკლებს,

შეღავათების მისაცემად.

ზრდადი ტარიფის საპირისპიროდ, მოხმარების წასახალისებლად შეიძლება

გამოყენებული იქნას სისტემა როდესაც საქმე გვაქვს კლებად საფეხურებრივ ტარიფთან.

ცხრილი 5.2.43 პროგრესული ტარიფი საქართველოში, 2011 წელს

კვტ.სთ დღგ–ს

გარეშე

დღგ–ს

ჩათვლით

თბილისი

0-100 13.48 11.42

101-300 16.00 13.56

>300 17.70 15.00

კახეთის

რეგიონი

0-100 12.98 11.00

101-300 16.52 14.00

>300 17.50 14.83

სხვა

0-100 12.98 11.00

101-300 16.52 14.00

>300 17.50 14.83

43ცხრილში მოცემული გეოგრაფიული სხვადასხვაობა გამოწვეულია სხვადასხვა სადისტრიბუციო ქსელის

განსხვავებული ტარიფებით.

99

5.3.2. ტარიფის ცვლილება დროის პერიოდების მიხედვით

განსხვავებით ტრადიციული მიდგომისა, როდესაც სეზონის თუ დღის ნებისმიერ

მონაკვეთში ელექროენერგიის ფასი ერთიდაიგივეა, ეფექტიანობის გაზრდის მიზნით

თანამედროვე მსოფლიოში მიღებულია ცვალებადი ფასის დაწესება მოხმარებული კვტ.სთ

ელექტროენერგიაზე სეზონის, დღის მონაკვეთის და სხვა ნიშნის მიხედვით.

ამავდროულად, შესაძლებელია ტარიფის შემადგენელი კომპონენტებიც იცვლებოდეს

დროის პერიოდების მიხედვით. ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის ზრდისას (განსაკუთრებით თუ

დროის მცირე მონაკვეთში მნიშვნელოვან ზრდას აქვს ადგილი) ელექტროენერგიის მიწოდების

ჯაჭვზე დიდი დატვირთვა და შესაბამისად ელექტროენერგიის ზღვრული ღირებულება

იზრდება. ამიტომ გამომუშავების, გადაცემისა და განაწილების ტარიფები შეიძლება ასევე იყოს

განსხვავებული ქსელზე დატვირთვის ცვლის მიხედვით.

გარდა ამისა, ქვეყანაში, სადაც ელექტროენერგიის გამომუშავების რგოლი მნიშვნელოვანი

სეზონურობით ხასიათდება, შესაძლებელია ტარიფის ის კომპონენტები, რომლებიც აღნიშნულ

რგოლს უკავშირდება, ასევე მნიშვნელოვან ცვლილებას განიცდიდეს.

ამგვარი ცვალებადობის მაგალითია საქართველო. ზაფხულის მონაკვეთში ქვეყნის

ელექტროენერგიის მოთხოვნას სრულად აკმაყოფილებს იაფი ჰიდროენერგია და შესაბამისად

ელექტროენერგიის გამომუშავების საშუალო შეწონილი ღირებულება დაბალია. ზამთრის

მონაკვეთში ჰიდროენერგიის პოტენციალი მცირდება, ელექტროენერგიის მოხმარება კი იზრდება

და მოთხოვნის მნიშვნელოვანი ნაწილის დაკმაყოფილება თბოელექტროსადგურების

ძვირადღირებული ენერგიით და ელექტროენერგიის ასევე ძვირადღირებული იმპორტით

ხორციელდება. შესაბამისად გამომუშავების რგოლში ელექტროენერგიის საშუალო შეწონილი

ღირებულება მნიშვნელოვნად იზრდება.

5.3.2.1. სეზონური ტარიფები

მომხმარებლებისათვის სეზონურად ცვალებადი ტარიფების დაწესება მარტივი და

ნაკლებად ხარჯიანია, რადგან არ საჭიროებს დამატებით ინვესტიციებს მრიხველებში. ასეთი

სისტემა გულისხმობს შედარებით მაღალი ტარიფის დაწესებას იმ სეზონებში, როცა

ელექტროენერგიის მოხმარება იზრდება. ხოლო იმ სეზონებში, როცა ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნა ნაკლებია, შესაბამისად, ტარიფიც კლებულობს.

მიუხედავად სიმარტივისა, სეზონური ტარიფების დაწესებით მომხმარებლები იღებენ

შესაბამის სტიმულებს და შესაბამისად ახორციელებენ ელექტროენერგიის თუ სხვა

ჩამანაცვლებელი ენერგიის წყაროების მოხმარების დაგეგმვას.

ქვეყნებშისადაცამგვარისისტემამოქმედებს,მიღებულიახარჯებისგადანაწილებამთელიწლ

ისგანმავლობაში. ზამთარში გაზრდილი მოხმარების პირობებში, გაზრდილი ხარჯები შეიძლება

დაფარული იქნას მთელი წლის განმავლობაში.

100

5.3.2.2. დღე–ღამის პერიოდში ტარიფის ცვლილება. პიკური დატვირთვა და

რეალურდროშიფასწარმოქმნა (Real Time Pricing)

ამჟამად მსოფლიოს მხოლოდ მცირე ნაწილში არის ხელმისაწვდომი დღის პერიოდის

მიხედვით ტარიფების დიფერენციაცია, თუმცა შეინიშნება ტენდენცია ამგვარი

დიფერენცირებული ტარიფების მიმართ მიდრეკილებისა.

შედარებით მარტივ შემთხვევაში ტარიფები განსხვავდება დღე–ღამის შედარებით

მოზრდილი მონაკვეთების მიხედვით წინასწარ განსაზღვრულად. ანუ დადგინდება, რომ,

დავუშვათ, ღამით ტარიფი იყოს უფრო ნაკლები. თუმცა ბოლო დროს გავრცელდა ამგვარი

ტარიფების უფრო დახვეწილი ტიპი – რეალურ დროში ფასწარმოქმნა (real time pricing) -

განსხვავებული ტარიფი დღის ნებისმიერ მონაკვეთში კონკრეტულად იმ მომენტში არსებული

დატვირთვიდან გამომდინარე.

მეტი სიმარტივისათვის დატვირთვის შემდეგი სამი ტიპია განსაზღვრული:

პიკური (ანუ) მაქსიმალური დატვირთვა;

საშუალო დატვირთვა;

არაპიკური დატვირთვა (off-peak).

აღნიშნული პოლიტიკის განხორციელება დაკავშირებულია დიდძალ ხარჯებთან, რადგან

საჭიროებს მნიშვნელოვან ინვესტიციებს მრიცხველებსა და შესაბამის ინფრასტრუქტურაში.

აღნიშნული მრიცხველებიდან მიღებული ინფორმაციის დასამუშავებლად არ შეიძლება

გამოყენებულ იქნას მხოლოდ ადამიანური რესურსები განსხვავებით სტანდარტული თუ

სეზონური ტარიფების არსებობის შემთხვევაში, საჭიროა კომპიუტერიზაცია.

ნახაზი 5.2. ე.წ. ჭკვიანი მრიცხველი (Smart meters)

ნახაზზე 5.2 გამოსახულია ე.წ. ჭვვიანი მრიცხველები (Smart meters) – წარმაოდგენს

თანამედროვე ელექტრონულ მირცხევლს რომელსაც შეუძლია ელექტროენერგიის მოხმარების

აღრიცხვა საათობრივი, საჭიროების შემთხვევაში ნაკლები, დროის ინტერვალში. სწორედ ჭკვინი

101

მრიცხეველის საშუალებით გახდა შესაძლებელი რეალურ დროში განსხვავებული ტარიფების

მიღება.

რეალურ დროში არსებული განსხვავებები მომხმარებელს აძლევს სტიმულს რათა

მოახდინონს მოხმარების გადანაწილება. მაგალითად, როდესაც პიკურ პერიოდში ფასი ძალიან

მაღალია, კონკტერული ენერგოტევადი ქმედებების განხორციელება შესაძლებელია არაპიკურ

პერიოდში. მაგალითად, სარეცხიმანქანის ჩართვა ღამით.

ნახაზი 5.3. ელექტროენერგიის ქვითრის ფოტო დროის მონაკვეთში ცვალებადი ტარიფით

5.3.3. ტარიფის ცვლილება გეოგრაფიული მდებარეობის მიხედვით

ტარიფის ამგვარი ცვალებადობის მაგალითად გამოდგება გადაცემისა და განაწილების

ქსელის დანახარჯების ტარიფში გადანაწილების ერთი კონკრეტული სქემა, რომელიც შემდეგში

მდგომარეობს:

ნაცვლად იმისა, რომ გადაცემისა და განაწილების ქსელის დანახარჯები თანაბრად

გადანაწილდეს იმ მომხმარებლებზე, რომლებსაც ემსახურება აღნიშნული ქსელი, ხდება

დანახარჯების გადანაწილება ქსელის უშუალოდ იმ მონაკვეთის სიგრძისა და ტექნიკური

მახასიათებლების მიხედვით, რომელიც უშუალოდ აკავშირებს აღნიშნულ მომხმარებელს

ელექტროენერგიის გამომუშავების წყაროსთან. ანუ, თუ კონკრეტულ მომხმარებელს

ელექტროსადგურთან აკავშირებს, დავუშვათ, 20 კმ სიგრძის სადენი, მისი ტარიფის ქსელის

კომპონენტები სწორედ ამ 20 კმ–იანი ხაზის მომსახურების დანახარჯებს შეიცავს და არა მთლიანი

ქსელისას.

ცხადია, მსგავსი სქემა მეტად მოსახერხებელია მათთვის, ვინც ელექტროენერგიის

წყაროსთან ახლოს ცხოვრობს.

აღნიშნული სქემა აქტიურად გამოიყენება მომხმარებლების მიერ საბითუმო და საცალო

ვაჭრობაში, რომელთაც ქვემოთ უფრო დაწვრილებით განვიხილავთ.

კიდევ ერთი მარტივი მაგალითი გეოგრაფიული მდებარეობის მიხედვით ცვალებადი

ტარიფისა შეიძლება იყოს შემცირებული ტარიფი ნაკლებად განვითარებულ სოფლებში

102

დაბალშემოსავლიანი მოსახლეობისათვის. თუმცა აღნიშნული სისტემა ჯვარედინი სუბსიდიების

პრობლემას ქმნის.

5.3.4. ჯვარედინი სუბსიდიები

აღნიშნული პრობლემა წამოიჭრება ელექტროენერგიის ტარიფის დადგენის ერთერთი

ზოგადი პრინციპის, უნივერსალური სერვისის გამო, რომელიც გულისხმობს, რომ

ელექტროენერგიით მომსახურება ხელმისაწვდომი უნდა იყოს ყველასათვის.

ამ დროს შესაძლოა მარეგულირებელმა ყველა მახასიათებლით აბსოლუტურად

ერთიდაიგივე ტიპის მომსახურებისათვის სხვადასხვა ტარიფი დაუწესოს სხვადასხვა

მომხმარებლებს, რომლებსაც განსხვავებული შემოსავალი აქვთ. თავისთავად იგულისხმება, რომ

დაბალი შემოსავლის მქონე მომხმარებელს უმცირდება ელექტროენერგიის გადასახადი და ხდება

მისი გადანაწილება სხვა მომხმარებლებზე.

ამგვარი სუბსიდირების მიმართ უარყოფითი განწყობა არსებობს, რადგან

არასამართლიანია საზოგადოების დიდი ნაწილის მიმართ, ახასიათებს მცირე გამჭვირვალობა და

ამავე დროს ეკონომიკურად არაეფექტიანია: მომხმარებელს ელექტროენერგიის ხელოვნურად

დაწეულმა ტარიფმა შესაძლოა არასწორი დამოკიდებულება ჩამოუყალიბოს მას

ელექტროენერგიის მოხმარების რაოდენობის განსაზღვრაში.

5.4. საბითუმო და საცალო ვაჭრობის ბაზარი

ელექტროენერგიაზე სამომხმარებლო ტარიფის დიფერენცირების კიდევ ერთი ცალკე

მდგომი მიზეზიაელექტროსექტორის ნაწილობრივი დერეგულაცია და ლიბერალიზაცია.

ელექტროენერგიის მიწოდების ჯაჭვის სხვადასხვა რგოლების ერთმანეთისგან მკაფიოდ გამიჯვნა

საშუალებას იძლევა მოხდეს რომელიმე კონკრეტული რგოლის დერეგულაცია ამ რგოლში

არსებული კონკურენტული გარემოს არსებობისას.

5.4.1. საბითუმო ვაჭრობის ბაზარი

საბითუმო ბაზრის შემთხვევაში დერეგულირებული, ერთმანეთთან კონკურენციაში

მყოფი ელექტროენერგიის გამომმუშავებლები ელექტროენერგიას სთავაზობდნენ

ელექტროენერგიით საცალო მოვაჭრეებს საბითუმო ფასებში. მოვაჭრეები (ძირითადად ქსელის

მფლობელები) უფრო დიდ ფასად ყიდდნენ ამ ელექტროენერგიას მომხმარებლებზე. თუმცა

ბოლო წლებში აქტიურად დაიწყო გამომმუშავებლების მიერ ელექტროენერგიის საბითუმო

ფასებში მიყიდვა პირდაპირ მომხმარებლებზე.

ასეთი კონტრაქტების გაფორმება ნებისმიერ მომხმარებელს შეუძლია. თუმცა ეს მსხვილ

მომხმარებლებს (მაგალითად მსხვილ საწარმოებს) უფრო აწყობთ, რადგან მათი შედარებით

სტაბილური დატვირთვა კონტრაქტის პირობების ჩამოყალიბებას აიოლებს. ამავდროულად მათი

დიდი მოხმარების გამო, ტარიფში მცირე ცვლილებაც კი მათთვის დიდ განსხვავებას იძლევა

მოხმარებული ელექტროენერგიის მთლიან გადასახადში. ტარიფში ცვლილება კი გამოწვეულია

იმით, რომ ტარიფი აღარ შეიცავს ელექტროსისტემის დამატებით რგოლებთან დაკავშირებულ

მთელ რიგ კომპონენტებს და ამავე დროს გადაცემისა და განაწილების ტარიფის ნაცვლად მათ

103

უწევთ მხოლოდ ელექტროენერგიის გატარების ტარიფის გადახდა, რომელიც ანალოგიურია

ქსელის ტარიფის წინა ქვეთავში განხილული ალტერნატიული სქემის და განსაკუთრებით

მომგებიანია ელექროსადგურთან ტერიტორიული სიახლოვის შემთხვევაში.

5.4.2. საცალო ვაჭრობის ბაზარი

შემდგომი ლიბერალიზაციის პირობებში ჩამოყალიბდა საცალო ბაზარი, რომლის

პირობებშიც კონკურენცია უკვე საცალო მოვაჭრეების რგოლში არსებობს და ელექტროენერგიის

ნებისმიერ მომხმარებელს საშუალება ეძლევა აირჩიოს, რომელი მათგანისაგან შეისყიდოს

ელექტროენერგია.

საცალო ბაზრის ორი მთავარი სირთულე რისკის მენეჯმენტი და ელექტროენერგიის

საფასურის აკრეფაა. მაგალითად, 2001 წელს საცალო ვაჭრობის შემოღებამ კალიფორნია

ელექტროენერგეტიკულ კრიზისამდე მიიყვანა, რადგანაც ელექტროენერგიის ფასები ძალიან

მაღლა ავარდა. გაერთიანებულ სამეფოში კი ელექტროენერგიით საცალო მოვაჭრე გაკოტრდა

იმის გამო, რომ ელექრტოენერგიის გადასახადის აკრეფა ვერ შეძლო.

5.5. საერთაშორისო პრაქტიკა – ახალი ინგლისი (აშშ)

ახალი ინგლისი აშშ–ს ჩრდილო აღმოსავლეთი უკიდურესი რეგიონია, რომელიც 6

შტატისგან შედგება:

კონექტიკუტი;

მენი;

მასაჩუსეტსი;

ნიუ ჰემფშირი;

როდ–აილენდი;

ვერმონტი.

საბოლოო მომხმარებლები ახალ ინგლისში იხდიან ქსელის ტარიფებს, რომლებშიც

მკვეთრადაა მოხაზული ტარიფის თითოეული კომპონენტი. ეს საშუალებას აძლევს

მომხმარებელს უკეთ გაერკვეს იმ ხარჯებში, რომელსაც აღნიშნული ტარიფი ეყრდნობა. იმავეს

ვერ ვიტყვით ტარიფის ენერგოპოლიტიკის კომპონენტზე, თუმცა ის მთლიანი ტარიფის მხოლოდ

ძალიან მცირე ნაწილს შეადგენს.

ელექტროენერგიის გადაცემის ტარიფის შემთხვევაში ერთიანი ფიქსირებული ტარიფის

სქემა მუშაობს, რომელიც ერთნაირ ტარიფს უწესებს ყველა ტიპისა და მახასიათებლის

მომხმარებელს მთელი რეგიონის ფარგლებში.

ელექტროენერგიის განაწილების ტარიფები ცვალებადია შტატების მიხედვით და

საშუალო ხარისხის დიფერენციაცია ახასიათებს ვოლტაჟისა და ელექტროენერგიის მოხმარების

პერიოდის მიხედვით. თუმცა ტარიფის სტრუქტურა ერთნაირია და ცვლილებას უშუალოდ

კომპონენტები განიცდიან.

104

5.5.1. სისტემის დახასიათება

ახალი ინგლისის რეგიონის ექვს შტატს ერთი ელექტროსისტემა ემსახურება. მიუხედავად

იმისა, რომ თითოეულ შტატს თავისი საკუთარი განაწილების ქსელი და მარეგულირებელი

გააჩნია, შტატების მცირე ზომა და გეოგრაფიული სიახლოვე იძლევა იმის საშუალებას, რომ

მთელ რეგიონს ერთი დამოუკიდებელი სისტემური ოპერატორი ემსახურებოდეს (ISO NE).

ახალი ინგლისის დამოუკიდებელი სისტემური ოპერატორი (ISO NE) არამომგებიანი

კორპორაციაა, რომელიც მეთვალყურეობას უწევს ახალი ინგლისის რეგიონში ელექტროენერგიის

გადაცემის სისტემას და გამომუშავების საბითუმო ბაზარს.

5.5.2. ელექტროენერგიის გამომუშავება

დიდი ძალაუფლების მიუხედავად ISO NE არ ფლობს არცერთ ელექტროსადგურს.

ელექტროსადგურები, რომელთა საერთო რაოდენობაც ახალ ინგლისში 350–ს აღემატება,

უმეტესად დამოუკიდებელი მწარმოებლების მფლობელობაშია. მათ შორისაა ბუნებრივ გაზსა და

ნავთობზე მომუშავე თბოელექტროსადგურები, ნახშირისა და ატომური ელექტროსადგურები,

ბიომასის ელექტროსადგურები და ჰიდროელექტროსადგურები. საერთო ჯამში ბუნებრივ გაზსა

და ნავთობზე მომუშავე სადგურები რეგიონის მთლიანი დადგმული სიმძლავრის 65%–ს ანუ

თითქმის ორ მესამედს შეადგენენ.

ელექტროენერგიის გამომუშავების სექტორი ამ რეგიონში საბითუმო ბაზრის პრინციპით

მუშაობს, ხოლო დაუბალანსებელი ენერგია სპოტურ ბაზარზე იყიდება, რომელსაც თავის მხრივ

ორი სეგმენტი გააჩნია: რეალური დროის (real-time) და წინა დღით შესყიდვის (day-ahead). ფასები

ეფუძნება ლოკალურ ზღვრულ ფასწარმოქმნას, საბითუმო ფასს, რომელიც თავის თავში მოიცავს

ენერგიის გამომუშავების ხარჯსა და ელექტროენერგიის გადაცემის დანაკარგებს. სისტემური

ოპერატორი ახდენს პიკური დატვირთვების უზრუნველყოფას დამატებითი პიკური

სიმძლავრეებით და მეზობელი პარალელური სისტემების საშუალებით. ამ დამხმარე

მომსახურების მომწოდებლებისათვის გადახდა ხდება თვიურ და წლიურ ბაზისზე დაყრდნობით.

2008 წელს მოხდა ადექვატური სიმძლავრის პრიცნიპის შემოღება, რაც იმას ნიშნავს, რომ

სისტემა უნდა იყოს უზრუნველყოფილ დამატებითი სიმძლავრეებით ელექტროენერგიაზე

მოსალოდნელი ზრდის პირობებშიც.

5.5.3. ელექტროენერგიის ქსელი

ISO NE არც ელექტროენერგიის განაწილების ქსელის ერთეულებს არ ფლობს. იგი

მხოლოდ ელექტროენერგიის გადაცემის ქსელს მართავს რეგიონში. განაწილების ქსელებს 7

სხვადასხვა კომპანია ფლობს, ზოგი მათგანი ერთდროულად რამდენიმე შტატში ფლობენ

განაწილების ქსელებს და თითოეული ცალკე აღებული ქსელი შესაბამისი შტატის შესაბამისი

კანონმდებლობით რეგულირდება. რეგულირების მექანიზმი და შესაბამისად ტარიფი

თითოეული ამ კომპანიისათვის ერთსადაიმავე, ფონდამოგების სქემას ეყრდნობა.

105

5.5.4. საბოლოო ტარიფები

ზემოთქმულიდან გამომდინარე შეგვიძლია ახალი ინგლისის რეგიონის

ელექტროენერგიის ტარიფების ზოგადი შეჯამება გავაკეთოთ:

ელექტროენერგიის გამომუშავება – ტარიფი არ აქვს, ფასებს საბითუმო ბაზარი ადგენს

და ეს ფასი ელექტროენერგიის ხარჯთან ერთად შეიცავს ელექტროენერგიის

ნორმატიულ დანაკარგებსაც;

ელექროენერგიის გადაცემა – ერთიანი ტარიფი მთელი რეგიონისათვის;

ელექტროენერგიის განაწილება – ტარიფი განსხვავდება სხვადასხვა გამანაწილებელი

ქსელებისათვის, თუმცა იდენტური სტრუქტურა აქვს; თითოეული ქსელის

ფარგლებში ცვალებადობა ხდება პიკური დატვირთვების და მოხმარებული

ელექტროენერგიის რაოდენობის მიხედვით (პროგრესული ტარიფი);

ენერგოპოლიტიკის გადასახადი – მცირე, ფიქსირებული ტარიფები სხვადასხვა

რეფორმების დაგარდაქმნების დასაფინანსებლად.

საბოლოო მომხმარებლისათვის ინფორმაციის მისაწოდებლად თითოეული ეს კომპონენტი

მკაფიოდაა გამოხატული და ასახული ტარიფში.

მაგალითად 5.4. ცხრილში გამოსახულია ტარიფების დაწვრილებითი სქემა რეალური რიცხვებით

ახალი ინგლისის 7–დან ერთ–ერთი გამანაწილებელი ქსელის, NSTAR–ის მომხმარებლებისათვის.

106

ცხრილი 5.3. ტარიფების სტრუქტურა NSTAR–ის მომხმარებლებისათვის

ტარიფი ქსელი ენერგოპოლიტიკა

კატეგორია

ფი

ქსი

-

რებ

ულ

ი

($/თ

ვე)

გად

აცემ

ა

(¢/კ

ვტ.ს

თ)

გან

აწი

ლებ

ა

(¢/კ

ვტ.ს

თ)

პოლ

იტ

იკი

ს

ცვლ

ილ

ები

ს

(¢/კ

ვტ.ს

თ)

კონს

ერვა

ცი

ა

(¢/კ

ვტ.ს

თ)

გან

ახლ

ებად

ი

ენერ

გი

ა

(¢/კ

ვტ.ს

თ)

ფიქსირებული განაკვეთი

ჩვეულებრივი

საყოფაცხოვრებო 6,87 1,48 3,71 (0,56) 0,25 0,05

საყოფაცხოვრებო

გათბობის 7,77 1,74 4,36 (0,56) 0,25 0,05

საყოფაცხოვრებო

სოციალური 1,03 1,48 0,56 (0,56) 0,25 0,05

ბიზნესი,


(დატვირთვა > 10

კვტ/თვე)

4,62 1,38 3,30 (0,56) 0,25 0,05

მოხმარების დროის მიხედვით დიფერენცირებული

პიკური არა–

პიკური

პიკური არა–

პიკური

საყოფაცხოვრებო 10,47 3,32 0,00 10,09 1,90 0,55 0,25 0,05

ბიზნესი 8,22 4,69 0,00 6,28 2,27 0,56 0,25 0,05

მოხმარების რაოდენობის მიხედვით დიფერენცირებული

($/თ

ვე)

მოთ

ხო

ვნა

($/კ

ვტ)

ენერ

გი

ა

(¢/კ

ვტ.ს

თ)

დატ

ვირ

თ

ვა

($/კ

ვტ)

ენერ

გი

ა

(¢/კ

ვტ.ს

თ)

($/კ

ვტ)

(¢/კ

ვტ.ს

თ)

(¢/კ

ვტ.ს

თ)



(დატვირთვა > 10

კვტ/თვე)

3,76 (0–

10 კვტ)

7,32 3,32 0,00

7,01 (10

კვტ და

ზევით)

1,07 (1,68) 0,25 0,05


მოხმაარების

დროის

მიხედვით (10

კვტ/თვე<

დატვირთვა <

100 კვტ/თვე)

10,92 4,03 0,00 4,16

(პიკური) 0,98 (2,36) 0,25 0,05

$/თ

ვე

$/კვ

ა

(¢/კ

ვტ.

სთ)

($/კ

ვა)

(¢/კ

ვტ.

სთ)

($კვ

ა)

(¢/კ

ვტ.

სთ)

(¢/კ

ვტ.

სთ)

დიდი ბიზნესი

(100 კვტ/თვე და

მეტი)

2,84

(0–100

კვტ)

4,06

(0–100

კვტ)

90,00

5,83

(100

კვტ და

ზევით)

0,00

5,03

(100 კვტ

და

ზევით)

0,89

$1,27/კვა

$0,87

/კვტ.სთ

0,25 0,05

107


1. Rivier, Juan. "Electricity Tariff Design", 2009.

2. Borenstein, Severin, Michael Jaske, and Arthur Rosenfeld. "Dynamic Pricing, Advanced Metering

and Demand Response in Electricity Markets", October 2002.

3. დ. ჩომახიძე, „ენერგეტიკის მდგრადი განვითარების რეგულირების პრინციპები“, 2012

4. Sahrani, Vivek and Parsons, John E. “Electricity Network Tariff Architectures, a Comparison of

Four OECD Countries”, July 2010.

5. CER (Commission for Energy Regulation). “Electricity Tariff Structure Review: Alternative Tariff

Structures”, July 2004.

108

6. ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაცია:

დერეგულირება და ხელახალი რეგულირება


ამ თავის მიზანია სტუდენტებმა უკეთ გაიაზრონ ელექტროენერგეტიკული სექტორის

თანამედროვე გამოწვევები, ელექტროენერგეტიკული ბაზრის სტრუქტურის ჩამოყალიბების

სხვადასხვა ეტაპები და ის პრობლემები, რაც მისი განვითარების პროცესში წარმოიშვა. ამ თავში

თავდაპირველად წარმოდგენილი იქნება ელექტროენერგეტიკული სექტორის განვითარების

ისტორიული ეტაპები, სადაც გამახვილებული იქნება ყურადღება სექტორის

რესტურქტურიზაციის საჭიროებასა და მოტივაციაზე მის საბაზრო–ეკონომიკურ პრინციპებზე

დაყრდნობით. იმისათვის, რომ უფრო აღქმადი იყოს განსხვავება მონოპოლიური და

კონკურენტული ბაზრის სტრუქტურებს შორის, მათ დადებით და უარყოფით მხარეებზე

ეკონომიკურ, სოციალურ და კომპანიის დონეზე ამ თავში განხილული იქნება მაგალითები

ელექტროენერგეტიკული სექტორიდან კლასიკური ეკონომიკური თეორიების გამოყენებით.

ამავდროულად ნაჩვენები იქნება კონკრეტულად სექტორის რა სეგმენტებში მოხდა/არ მოხდა

დერეგულაცია და კონკურენტული ბაზრის პრინციპების დანერგვა. აგრეთვე, თავის დასასრულს

წარმოდგენილი იქნება ევროკავშირის ენერგო დირექტივები და განხილული იქნება მაგალითები

მონოპოლიური და კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული ბაზრების შესახებ.

6.1. შესავალი

მსოფლიოს მრავალი ქვეყნის ენერგეტიკულ ბაზარზე მოხდა ან მიმდინარეობს

რესტრუქტურიზაციის პროცესი, რომელიც კონკურენციის დანერგვას ან გაზრდას უწყობს ხელს.

მიუხედავად ამისა, მხოლოდ რამდენიმე ენერგეტიკულ ბაზარზე იქნა კონკურენციისა და

ლიბერალიზაციის თითქოს ისეთი დონის მიღწევა, როგორიც ეკონომიკის სახელმძღვანელოებშია

აღწერილი. მაგალითად, დიდი ბრიტანეთის, არგენტინის, ჩილეს და ახალი ზელანდიის

ენერგეტიკული ბაზრები მაქსიმალურად ახლოს არიან კონკურენტული ბაზრის იდეალურ

მოდელთან ბაზრის დიზაინის თვალსაზრისით, თუმცა ჯერ კიდევ აქვთ სხვადასხვა ტიპის

პრობლემები. კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ცნების დანერგვა და

პრივატიზაცია ელექტროენერგიის სისტემაში პირველად მოხდა ჩილეში, 1980-იანი წლების

დასაწყისში. ჩილეს მოდელი აღიქმებოდა როგორც წარმატებული, ეფექტიანი და გამჭვირვალე

ელექტროენერგიის ფასის წარმოქმნაში. მიუხედავად ამისა, ჩილეს მოდელი ითვალისწინებდა

ბაზარზე დიდი კომპანიების დომინანტობას და ასევე განიცდიდა თანმხლებ სტრუქტურულ

პრობლემებს. არგენტინამ მოახდინა ჩილეს მოდელის გაუმჯობესება ბაზარზე მკაცრი

შეზღუდვების დაწესებით და გაუმჯობესებული საგადასახადო სისტემით, რასაც თან ერთვოდა

არსებული გენერაციის სეგმენტის პრივატიზება, ინვესტიციების და კაპიტალის მოძიება

გენერაციის აქტივების რეაბლიტაციისათვის და სისტემის განვითარებისათვის. მთავარი მოვლენა

ელექტროენერგიის ბაზრებზე მოხდა 1990 წელს, როდესაც დიდი ბრიტანეთის მთავრობის მიერ,

მარგარეტ ტეტჩერის ხელმძღვანელობით, პრივატიზებული იქნა დიდი ბრიტანეთის

ელექტროენერგეტიკული სექტორი. ბრიტანეთის მოდელი გახდა მთავარი კატალიზატორი სხვა

ქვეყნების ელექტროენერგეტიკის სექტორის დერეგულაციისა (ავსტრალია და ახალი ზელანდია).

109

უმეტეს შემთხვევაში, ბაზრის დერეგულაცია განხორციელდა ფართომასშტაბიანი

პრივატიზაციის გარეშე, რისი მაგალითიც არის დიდი ბრიტანეთი.

ელექტროენერგიის როგორც პროდუქტის ძირითად მახასიათებელს წარმოადგენს ის, რომ

მისი შენახვა და შემდგომში მოხმარება შეუძლებელია. პარალელურ რეჟიმში მიმდინარეობს მისი

გენერაცია და მოხმარება, რაც საკმაოდ რთულ პროცესებთანაა დაკავშირებული.

ელექტროენერგიის წარმოებისა და მოხმარების სრული ციკლი მოიცავს რამდენიმე ეტაპს:

ელექტროენერგიის წარმოება და გენერაცია ელექტროსადგურების მიერ, ენერგიის გადაცემა

მაღალი ძაბვის ქსელით დაბალი ძაბვის ქსელში, მომხმარებლებისთვის განაწილება და მათ მიერ

მოხმარება საყოფაცხოვრებო თუ საწარმოო დანიშნულებით. ელექტროსადგურების მიერ

გამომუშავებული ელექტროენერგია ძაბვის ამამაღლებელი ტრანსფორმატორების გავლით

მიეწოდება მაღალი ძაბვის (500-220 კვ.) ქსელს, რომლის საშუალებითაც ხდება მისი გადაცემა

დიდ მანძილებზე. გადამცემი სისტემის ქვესადგურებში ხდება ამ ელექტროენერგიის გადაცემა

გამანაწილებელი კომპანიების შედარებით დაბალი (35-110 კვ.) ქსელში. გამანაწილებელ

ქვესადგურებში და ცალკეულ ტრანსფორმატორებში ძაბვის დადაბლების შემდეგ

ელექტროენერგია მიეწოდება სხვადასხვა ტიპის საბოლოო მომხმარებელს. ელექტრო-

ენერგეტიკული სისტემა იმართება სხვადასხვა დონის სადისპეტჩერო სამსახურების მიერ,

რომლებიც განაგებენ როგორც წარმოების დონეს, ასევე ელექტროენერგიის გადადინებებს

სისტემის სხვადასხვა ადგილებში და მეზობელ ენერგოსისტემებთან იმისათვის, რომ

დააბალანსონ ელექტროენერგიის გამომუშავება და მოხმარება და ამავე დროს შეინარჩუნონ

ძაბვისა და სიხშირის სტანდარტული მნიშვნელობები.

ისტორიულად ელექტროენერგეტიკული სისტემები სახელმწიფოს განკარგულებაში იყო,

რომელიც პასუხისმგებლობას იღებდა ელექტროენერგიის მიწოდების საიმედოობასა და მის

ხარისხზე, უზრუნველყოფდა სისტემის ფუნქციონირებას და მის განვითარებას შესაბამისი

ინვესტიციების განხორციელების გზით. ელექტროენერგეტიკული სისტემები ვერტიკალურად

ინტეგრირებულ საწარმოებს წარმოადგენდა, სადაც ელექტროენერგიის წარმოების, გადაცემის და

განაწილების ყველა სფერო ერთი მფლობელის ხელში იყო. სისტემების ასეთ მართვას

ახასიათებდა ადმინისტრაციულ–მბრძანებლური სისტემებისთვის დამახასიათებელი

ნაკლოვანებები და არაეფექტიანობა. ამ ფაქტორების გათვალისწინებით მოხდა ვერტიკალურად

ინტეგრირებული ენერგეტიკული სისტემების ჰორიზონტალური დაყოფა, ჯერ

ფუნქციონალურად და შემდეგ მფლობელობის თვალსაზრისით; და სადაც ეს შესაძლებელი იყო

თავისუფალი კონკურენტული ბაზრის მექანიზმების შემოღება, იმისათვის, რომ

უზრუნველყოფილიყო სისტემის მაქსიმალური ეფექტიანობა. ენერგეტიკული სისტემა მოიცავს

ოთხ ძირითად ქვესისტემას: ელექტროენერგიის გენერაცია, გადაცემა, განაწილება და მიწოდება.

ხშირ შემთხვევაში ოთხივე ქვესისტემა ერთი მფლობელის ხელში იყო თავმოყრილი, ეს იქნებოდა

კერძო თუ სახელმწიფო ენერგოკომპანია და მას ვერტიკალურად ინტეგრირებულ სისტემად

მოიხსენიებდნენ (იხილეთ ნახაზი 6.1. ვარიანტი A).

ვერტიკალურად ინტეგრირებული ენერგეტიკული ბაზრის რესტრუქტურიზაცია

გულისხმობს გენერაციის, გადაცემის, განაწილებისა და მიწოდების საქმიანობების დანაწილებას

და სხვადასხვა საწარმოებისათვის გადაცემას. კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ სისტემაში

გადაცემისა და განაწილების საქმიანობები ბუნებრივ მონოპოლიებს წარმოადგენენ, რადგან მათი

პარალელური სისტემების აგება, როგორც ტექნიკურად ისე ეკონომიკურად გაუმართლებელია.

ხოლო გენერაციისა და მიწოდების სეგმენტებში კონკურენტული ბაზრის არსებობა

გამართლებულია, რადგან თავისუფალი ბაზარის პირობებში ფასისა და ხარისხისმიერი

110

კონკურენცია აიძულებთ გენერაციისა და მიწოდების ობიექტებს გააუმჯობესონ ტექნოლოგიები

და მომსახურება, რაც საბოლოო ჯამში ზრდის სოციალურ დანაზოგს. სწორედ ამიტომ

აუცილებელი გახდა ვერტიკალურად ინტეგრირებული ენერგეტიკული კომპანიების დაშლა

(Unbundling) კონკურენტულ (გენერაციისა და მიწოდების სეგმენტი) და მონოპოლიურ

(გადაცემისა და განაწილების სეგმენტი) ერთეულებად (იხილეთ ნახაზი 6.1. ვარიანტი B).

ნახაზი 6.1. ვერტიკალურად ინტეგრირებული და დაყოფილი ენერგეტიკული სისტემის ორგანიზაციული

სტრუქტურა

6.2. ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაციის მოტივაცია

ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაციის და ლიბერალიზაციის

პროცესი მრავალ შეზღუდვასთან და შემაფერხებელ ფაქტორზეა დამოკიდებული. ასეთი

ფაქტორები ხშირად სახელმწიფოს და აგრეთვე ენერგეტიკული ბაზრის მონაწილეებს უზღუდავს

გადაწყვეტილებების ალტერნატივებს ბაზრის რესტრუქტურიზაციის პროცესის ხელშესაწყობად.

ქვეყანაში ბუნებრივი რესურსების არსებობა, როგორიცაა ჰიდრორესურსები, ბუნებრივი გაზი,

ნავთობი და ნახშირი განსაზღვრავს ქვეყნის დამოკიდებულებას სხვა ქვეყნის

ენერგორესურსებზე. გასათვალისწინებელია აგრეთვე ქვეყნის ენერგეტიკული ბაზრის ზომა და

იზოლაციის დონე. მაგალითად, მცირე იზოლირებულ ენერგეტიკულ სისტემებში, როგორიცაა

მალტა და ისლანდია, ვერ ხერხდება ეფექტიანი კონკურენცია გენერაციის საქმიანობაში, რადგან

ასეთ სისტემებში მცირე რაოდენობის ნაკლებად ეფექტიანი გენერაციის ობიექტები არსებობენ.

ელექტროენერგიის მოთხოვნის გეოგრაფიული გადანაწილება, ანუ ტერიტორია, რომელიც

მეჩხერად არის დასახლებული აგრეთვე ამცირებს კონკურენციის დონეს საცალო მიწოდებაში.

რესტრუქტურიზაციის მეორე შეზღუდვა დაკავშირებულია მაკრო–ეკონომიკურ მახა-

სიათებლებზე, როგორიცაა ქვეყნის ეკონომიკური განვითარება, ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის

ზრდის და ინვესტიციების შემოდინების დონე. ეს ფაქტორები ზეგავლენას ახდენენ

ელექტროენერგიის ფასის ცვლილებაზე, ინვესტიციების საჭიროებაზე და ენერგეტიკული

სისტემის გაფართოებისა და რეაბილიტაციის ფინანსურ მახასიათებლებზე.

შეზღუდვების მესამე კატეგორიას წარმოადგენს ენერგეტიკული სისტემის

ინსტიტუციონალური და სოციალურ–პოლიტიკური გარემო. კულტურა, ტრადიციები და

ღირებულებები ზეგავლენას ახდენენ საკუთრების უფლების, კანონებისა და რეგულაციების

ჩამოყალიბებაზე. ცხრილი 6.1 მიმოიხილავს ენერგეტიკული სექტორის დერეგულაციის

111

პროცესში არებულ ფიზიკურ, ეკონომიკურ და სოციალურ–პოლიტიკურ შეზღუდვებს. ერთად

ისინი წარმოადგენენ გადაწყვეტილებათა სივრცეს, რომელსაც სახელმწიფო იყენებს ქვეყნის

ენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაციისათვის. აქედან გამომდინარე სახელმწიფომ

უნდა დააბალანსოს საზოგადოებისა და საკუთარი ინტერესები სექტორის დერეგულაციის დროს.

ცხრილი 6.1 რესტრუქტურიზაციის პროცესის განმსაზღვრელი ფაქტორები

ფაქტორები ზეგავლენა

ფი

ზი

კურ

ი ფ

აქტ

ორ

ები

ენერგორესურსების

წილი ბუნებრივ

რესურსებში

ქვეყანაში ენერგორესურსების არსებობა ან

არარსებობა განსაზღვრავს ენერგეტიკული სექტორის

ტექნიკურ და ეკონომიკურ მახასიათებლებს და

პოლიტიკის მიმართულებებს.

ბაზრის ფიზიკური

მოცულობა

მასშტაბის ეფექტის გამო, მცირე ენერგეტიკული

სისტემები უფრო კონცენტირებულია. დიდ

ენერგეტიკულ სისტემებში კი გვხდება ქვესისტემები

საკუთარი ეკონომიკური და ტექნიკური

სტრუქტურით.

ელექტროენერგიის

მოთხოვნის

გეოგრაფიული

გადანაწილება

შედარებით დიდ ტერიტორიაზე ელექტრო-

ენერგიაზე მოთხოვნა ან ქსელური სიმძლავრის

შეზღუდვა ზრდის სისტემის გადატვირთულობის

ალბათობას, რაც აფერხებს კონკურენციას.

ეკო

ნომი

კურ

ი ფ

აქტ

ორ

ები


განვითარებისა და

ზრდის დონე

ზეგავლენას ახდენს ელექტროენერგიის მოთხოვნის

ზრდაზე, რაც ზრდის სისტემაში ინვესტირებისა და

სტაბილურობის პოტენციალს.


მოთხოვნის ზრდის

დონე

ენერგეტიკულ სიმძლავრეებში ინვესტირება

მოითხოვს დიდ დროს. რაც უფრო მაღალია

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის დონის ზრდა მით

უფრო მეტი ენერგეტიკული სიმძლავრეების

მშენებლობა უნდა მიმდინარეობდეს. მეორე მხრივ,

სტაბილური მოთხოვნა ელექტროენერგიაზე

აფერხებს ბაზარზე ახალი მონაწილეების შემოსვლას.

ფინანსური

მახასიათებლები

განსაკუთრებით განვითარებად ქვეყნებში სუსტი

ეკონომიკის პირობებში ფინანსური მახასითებლების

არსებობა შეზღუდულია.

ინს

ტი

ტუ

ცი

ონა

ლუ

რი

ფაქ

ტო

რებ

ი

იდეოლოგია სახელმწიფო პოლიტიკის საზოგადოებრივი

ვალდებულება და მიღებადობა.

დაინტერესებული

მხარეების ზეგავლენა

ენერგეტიკულ სექტორში ძლიერ დაინტერესებულ

მხარეს შეუძლია ზეგავლენა მოახდინოს სექტორის

დერეგულაციის პროცესებზე საკუთარი ინტერე-

სებიდან გამომდინარე.

ინსტიტუციონალური

ცენტრალიზაცია და

ჰომოგენურობა

ცენტრალური მთავრობის ძალაუფლება ზეგავლენას

ახდენს ენერგეტიკული პოლიტიკის განხორ-

ციელების თანმიმდევრულობაზე და საზოგადოებ-

რივი ინტერესების დაცვაზე.

112

რესტრუქტურიზაციამდე ენერგეტიკული სექტორი ბუნებრივ მონოპოლიად ითვლებოდა.

აშშ–ში კერძო საკუთრებაში არსებული საწარმოები რეგულირდებოდა ფედერალური და საშტატო

სააგენტოების მიერ. ევროპაში, მის ბევრ ყოფილ კოლონიაში და სამხრეთ ამერიკაში, სახელმწიფო

საკუთრებაში არსებული ენერგეტიკული საწარმოები ჭარბობდა. რაც შეეხება კომუნისტურ

სამყაროს, რა თქმა უნდა, სახელმწიფო იყო მფლობელი და ფაქტიური ხელმძღვანელი მთლიანი

ენერგეტიკული სექტორისა. მეორე მხრივ, ენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაციის

პოლიტიკა ემსახურებოდა საზოგადოებრივ ინტერესებს, რომელიც დაკავშირებული იყო ისეთ

საკითხებთან როგორიცაა ენერგოუსაფრთხოება, მისაღები ფასები, ეკონომიკის მდგრადი

განვითარება და გარემოზე ზრუნვა.

ენერგეტიკული ბაზრის რესტრუქტურიზაციისას გამოიყენება სხვადასხვა საბაზრო

ცვლადები, რომლებიც სახელმწიფოს აღნიშნული მიზნის მიღწევაში ეხმარება. დერეგულაციის

პროცესში მთავარი განმსაზღვრელია ენერეგეტიკული ბაზრის გახსნის დონე, რომელიც

დამოკიდებულია ვერტიკალურად ინტეგრირებული ენერგეტიკული საწარმოების

პრივატიზაციასა და სექტორის რესტრუქტურიზაციის დონეზე. ყოველივე ეს კი ბაზარზე ახალი

მონაწილეების შემოსვლას და კონკურენციის გაზრდას უწყობს ხელს. მეორე მხრივ,

გასათვალისწინებელია ბაზრის კონკურენციასა და რეგულირებას შორის ბალანსის დაცვა.

კონკურენტული ბაზრის დროს ახალი ეკონომიკური და ინსტიტუციონალური სტრუქტურის

ჩამოყალიბება დაკავშირებულია რეგულირების, ტექნიკური, საბაზრო მანიპულირებისა და სხვა

რისკფაქტორებთან, რომლებიც ზეგავლენას ახდენს ენერგეტიკული სექტორის განვითარების

მოკლევადიან და გრძელვადიან პოლიტიკაზე. ცხრილ 6.2–ში მოცემულია ის ცვლადები და მათი

გამოყენების შედეგები, რომლებიც ენერგეტიკული ბაზრის რესტრუქტურიზაციის დროს

მნიშვნელოვან როლს თამაშობენ:

ცხრილი 6.2. კონკურენტული ენერგეტიკული ბაზრის დიზაინის ცვლადები

ცვლადი შედეგი

ბაზრის გახსნილობის

დონე

პრივატიზაცია სახელმწიფოს მიერ, საბითუმო ბაზარი და

კონკურენცია საცალო ვაჭრობაში ზრდის კონკურენციას, მაგრამ

მოითხოვს ბაზრის ეკონომიკურ და ინსტიტუციონალურ

ცვლილებას.

ინტეგრირებული და

დეცენტრალიზებული

ბაზრები

ინტეგრირებული ბაზრები ამცირებენ ხარჯებს, მაგრამ ასეთი

სისტემის ეკონომიკური და ფიზიკური კონტროლი ხორციელდება

ერთი სუბიექტის მიერ.

კერძო და სახელმწიფო

საკუთრება

სახელმწიფო საკუთრება გულისხმობს ენერგეტიკული პოლიტიკის

პირდაპირ კონტროლს, რომელმაც შეიძლება დააბრკოლოს

ეფექტიანი რეგულირების განხორციელება და შეზღუდოს

ფინანსური რესურსები. კერძო საკუთრება მოითხოვს პოლიტიკურ

და ინსტიტუციონალურ სტაბილურობას და მარეგულირებელი

ორგანოს მხრიდან მაღალი ვალდებულებების აღებას.

კონკურენციის

პოლიტიკა და ჰორი-

ზონტალური დაყოფა

ზეგავლენას ახდენს ენერგეტიკული ბაზრის სეგმენტების

კონკურენტუნარიანობაზე.

ქსელური საქმიანობის

დაშლა ქსელური საქმიანობის დაყოფა დადებით გავლენას ახდენს ქსელის

მმართველების დამოუკიდებლობაზე და მათ ინტერესებზე

113

მოემსახუროს ბაზრის მონაწილეებს თანასწორ პირობებში.

ქსელური

საქმიანობისათვის

ტარიფებისა და

ხელმისაწვდომობის


ზეგავლენას ახდენს ქსელური საქმიანობის კონკურენტულ

მდგომარეობაზე და აიძულებს გადაცემის და განაწილების ქსელის

მფლობელებს ეფექტიანად აწარმოონ საქმიანობები.

ქსელის

გადატვირთულობის

მართვის მეთოდი

ზეგავლენას ახდენს რეგიონებს შორის ელექტროენერგიით

ვაჭრობაზე.

შეთანხმება მეზობელ

ქსელებთან და

გადამცემი ხაზების

გადატვირთვების

მართვა

ენერგეტიკული ბაზრების გაერთიანებამ შესაძლებელია ხელი

შეუწყოს კონკურენციის გაზრდას, მაგრამ აგრეთვე შესაძლებელია,

რომ გამოიწვიოს ელექტროენერგიის მაღალი ფასები ექსპორტიორ

ქვეყანაში.

საბალანსო მექანიზმი ზეგავლენას ახდენს ელექტროენერგიის მწარმოებლების ხარჯებზე

და შემოსავლებზე.


საბითუმო და საცალო

ფასის რეგულირება

იცავს მომხმარებლებს და განსაზღვრავს ინვესტიციების

ოპტიმალურ დონეს ენერგეტიკულ სექტორში.

დადგმული

სიმძლავრის მექანიზმი

არსებობს სხვადასხვა ტიპის დადგმული სიმძლავრის მექანიზმი,

რომელიც ინვესტირების სტიმულირებას ახდენს.

მარეგულირებელი

ორგანო

არსებულ სიტუაციამდე და სიტუაციის შემდეგ რეგულირება და

მონიტორინგი.

ზემოთ აღნიშნული რესტრუქტურიზაციის ელემენტები და ფაქტორები, რომლებიც

ენერგეტიკული ბაზრის განვითარებაზე ახდენენ ზეგავლენას შეიძლება წარმოვადგინოთ

კონცეპტუალურ ჩარჩოში, რომელიც მოცემულია 6.2. ნახაზზე. კონცეპტუალური ჩარჩოს

თავდაპირველი განმსაზღვრელია ქვეყნის ენერგეტიკული სექტორის სპეციფიკა,

საზოგადოებრივი მოწყობა, კულტურა და ღირებულებები, რომლებიც ზეგავლენას ახდენენ

ენერგეტიკული პოლიტიკის ეფექტიან განხორციელებაზე. სახელმწიფოს ენერგეტიკული

პოლიტიკა და სტრატეგია როგორიცაა ენერგოუსაფრთხოება, გარემოზე ზეგავლენა და

სოციალური საკითხები განსაზღვრავს სექტორის რესტრუქტურიზაციის მიმართულებებს.

სექტორის დერეგულირებაზე ზემოქმედებას ახდენს ასევე დამოუკიდებელი ფაქტორები,

რომლებიც მოცემულია 6.1. ცხრილში. აღნიშნული ფაქტორები ზემოქმედებენ როგორც

კონკურენტული ენერგეტიკული ბაზრის დიზაინის ჩამოყალიბებაზე, ასევე ბაზრის

მონაწილეების ქცევაზე. მაგალითად, ფინანსური სახსრების ნაკლებობა და არასტაბილურობა

განვითარებად ქვეყნებში აფერხებს კონკურენტული ბაზრის განვითარების და სექტორში

ინვესტიციების შემოდინების პროცესს. მნიშვნელოვანია ასევე სექტორის

რესტრუქტურიზაციამდე არსებული საწყისი პირობები და ენერგეტიკული სექტორის

სტრუქტურა, რადგან იმ ელექტროენერგეტიკული სისტემის რესტრუქტურიზაცია უფრო

ადვილია, რომელშიც ნაწილობრივ უკვე დაყოფილია საქმიანობები სხვადასხვა კომპანიებს

შორის, ვიდრე ვერტიკალურად ინტეგრირებული მონოპოლიების შემთხვევაში. მონოპოლიის

დროს სახელმწიფოს აქვს ძალაუფლება, მაგრამ ხშირ შემთხვევაში მცირე სურვილი და

114

მზადყოფნა მოახდინოს ვერტიკალურად ინტეგრირებული მონოპოლიების დაყოფა. ასეთი

შეზღუდვები განსაზღვრავენ კონკურენტული ენერგეტიკული ბაზრის დიზაინის და

კონკურენციის პოლიტიკის ჩამოყალიბებას ენერგეტიკულ სექტორში. რაც შეეხება უკუკავშირს,

იგი განსაზღვრავს რესტრუქტურიზაციის პროცესში სახელმწიფო პოლიტიკის განხორციელების

დონეს, რომელიც ბაზრის მონაწილეებისა და ფუნქციონირების საფუძველზე დგინდება. ასეთი

უკუკავშირი დაკავშირებულია რესტრუქტურიზაციის დროში დაგვიანებასთან და შეზღუდულ

რაციონალურ გადაწყვეტილებებთან, რომელიც გამოწვეულია კონკურენტული ენერეგეტიკული

ბაზრის დადებით მხარეებზე და სარგებელზე არასრული ინფორმაციისა და აღქმის არსებობა–

ნაკლებობაზე. სწრაფი უკუკავშირს შემთხვევაში შესაძლებელი იქნებოდა ენერგეტიკულ

სექტორში რესტრუქტურიზაციის პროცესის დაჩქარება და იმ ყველა სარგებლისა და

კეთილდღეობის მიღება, რომელიც კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

შემთხვევაში მიიღება.

115

ნახაზი 6.2. კონცეპტუალური ჩარჩო

რესტურუქტურიზაციის მიზანი:

– ლიბერალური პოლიტიკა და იდეოლოგია

– ეკონომიკური ეფექტიანობა

– ენერგეტიკულ სისტემებში ინვესტირების

გაზრდა

– ენერგეტიკული ბაზრების გაერთიანება

– მესამე მხრის მიერ ნაკისრი ვალდებულება

პოლიტიკა:

– ენერგოუსაფრთხოება

– გარემოზე ზემოქმედება

– სოციალური საკითხები

ჰორიზონტალური დაშლა

და კონკურენციის

პოლიტიკა

ბაზრის დიზაინი

ცხრილი 6.1

დამოუკიდებელი

ფაქტორები

ცხრილი 6.2

საწყისი პირობები ბაზრის მონაწილეების სტრატეგიები

უკუკავშირი:

– დროში დაგვიანება

– შეზღუდული

რაციონალურობა

წინა პოლიტიკა

ბაზრის საბოლოო

შედეგი

116

6.3. ელექროენერგეტიკული სექტორის ეკონომიკური საფუძვლები

ეკონომიკური თვალსაზრისით ელექტროენერგია არის საქონელი, რომელიც

შესაძლებელია ვიყიდოთ ან გავყიდოთ. ელექტროენერგიის ბაზარი არის სისტემა, რომლის

მეშვეობითაც ხდება ელექტროენერგიით ვაჭრობა. თავდაპირველად ბაზარი წარმოადგენდა

ჩვეულებრივ ადგილს, სადაც ადამიანები იკრიბებოდნენ და ცვლიდნენ პროდუქტებს. თუმცა

ოცდამეერთე საუკუნეში, ტექნოლოგიურმა განვითარებამ და მიღწევებმა ბაზარი გადააქცია

ჩვეულებრივი ადგილიდან ვირტუალურ გარემოდ, სადაც ინფორმაციის გაცვლა და ვაჭრობა

ხდება ელექტრონულად. მიუხედავად ასეთი ცვლილებებისა, ბაზრის ფუნდამენტური

ეკონომიკური პრინციპები არ შეცვლილა, ანუ ბაზარი არის ადგილი, სადაც მყიდველი და

გამყიდველი ხვდება ერთმანეთს და მათი შეთანხმებების შედეგად ყალიბდება პროდუქტის

ოპტიმალური ფასი და რაოდენობა. მოცემულ ქვეთავში განხილული იქნება

ელექტოენერგეტიკული სექტორის ეკონომიკური საფუძვლები, მისი სხვადასხვა

თავისებურებები, რომლებიც ზოგ შემთხვევაში იწვევენ ელექტროენერგიის არაეფექტიანი ფასისა

და რაოდენობის ჩამოყალიბებას და სოციალური დანაკარგების გაზომვის საშუალებები,

რომელიც გამოწვეულია ენერგეტიკული ბაზრის არაეფექტიანი ფუნქციონირებისა და

რეგულირების შედეგად.

6.3.1. კონკურენტული და არაკონკურენტული ბაზრები

ელექტროენერგიის ყიდვა–გაყიდვა მოიცავს მინიმუმ სამ საქმიანობას: გენერაცია,

გადაცემა და განაწილება. როგორც უკვე აღვნიშნეთ, ეს საქმიანობები შეიძლება გაერთიანდეს ერთ

ენერგეტიკულ საწარმოში ან მოხდეს ამ საქმიანობების დანაწევრება და სხვადასხვა

ენერგეტიკული საწარმოებისათვის გადაცემა. როდესაც ეს საქმიანობები ერთიანდება ერთ

ენერგეტიკულ საწარმოში, მაშინ ბაზარზე ელექტროენერგიის მიმწოდებელი არის მხოლოს ერთი

ენერგეტიკული საწარმო, რომელიც შეიძლება იყოს სახელმწიფო ან კერძო კომპანია. მისი

მონოპოლიური სტატუსის გამო ასეთ ენერგეტიკულ საწარმოს შეუძლია დააწესოს წარმოების

ხარჯებთან შედარებით უფრო მაღალი ფასი. ეკონომიკური ეფექტიანობის მისაღწევად ასეთი

საბაზრო ძალაუფლება უნდა აღმოიფხვრას რეგულირების სხვადასხვა ფორმებითა და ბაზარზე

კონკურენციის შემოტანით.

მიუხედავად იმისა, რომ ენერგეტიკულ ბაზრებზე გვხვდება როგორც მონოპოლიის, ასევე

კონკურენციის მახასიათებლები, ბაზრის ეფექტიანი ფუნქციონირებისათვის მთავარი

განმსაზღვრელი მისი მონაწილეების (მყიდველი და გამყიდველი) რაოდენობაა. სრული

კონკურენციის შემთხვევაში ბაზარზე მრავალი მყიდველისა და გამყიდველის არსებობა

აყალიბებს საბაზრო ფასს, რომელიც ტოლია უკანასკნელი გაყიდული ელექტროენერგიის

წარმოების ხარჯისა. ასეთ შემთხვევაში მიიღება ეკონომიკურად ეფექტიანი შედეგი ბაზარზე.

მონოპოლიის დროს, ერთადერთ ელექტროენერგიის გამყიდველს შეუძლია შეამციროს

ელექტროენერგიის რაოდენობა.

ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაციის შედეგად, ბაზრის

მარეგულირების ფუნქციები საგრძნობლად გაიზარდა, რაც თავის მხრივ მოიცავს საბაზრო

წესების შემოღებას, ბაზრის მონიტორინგსა და რეგულირებას. ყოველივე ეს კი ხელს უწყობს

ენერგეტიკული ბაზრის ფუნქციონირებას, სადაც ფასი და რაოდენობა აკმაყოფილებს

სრულყოფილი კონკურენციის პირობებს.

117

მყიდველისა და გამყიდველის ურთიერთქმედება ბაზარზე მარტივად შეიძლება ავსახოთ

აუქციონის საშუალებით. აუქციონის ჩამტარებელი (1) აცხადებს ფასების ინტერვალს

მყიდველებისა და გამყიდველებისათვის, რათა მათ განაცხადონ თუ რა რაოდენობის

ელექტროენერგიის ყიდვა ან გაყიდვა სურთ კონკრეტულ ფასად და (2) განსაზღვრავს ფასს,

რომელზეც მყიდველების მიერ მოთხოვნილი ელექტროენერგიის რაოდენობა ტოლია

გამყიდველების მიერ მოწოდებული ელექტროენერგიის რაოდენობისა. კონკურენტულ

ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე აუქციონის ჩამტარებლის როლს ბაზრის ოპერატორი

ასრულებს.

კონკრეტულ ფასზე მოთხოვნილი ელექტროენერგიის რაოდენობა ეკონომიკურად

შეიძლება განვსაზღვროთ, როგორც „მოთხოვნა“ (Demand Schedule), ხოლო ელექტროენერგიის

რაოდენობა, რომელიც იქნა მიწოდებული – „მიწოდება“ (Supply Schedule). ელექტროენერგიის

მიწოდება და მოთხოვნა გრაფიკულად ნაჩვენებია ნახაზ 6.3–ზე, სადაც ვერტიკალურ ღერძზე

ასახულია ელექტროენერგიის ფასი მეგავატ საათზე, ხოლო ჰორიზონტალური ღერძი

წარმოადგენს ელექტროენერგიის რაოდენობას მეგავატ საათებში.

ნახაზი 6.3. ელექტროენერგიის მიწოდება და მოთხოვნა

ეკონომიკური პრინციპებიდან გამომდინარე, როცა ფასი ეცემა, მოთხოვნა იზრდება.

მყიდველებს სურთ, რომ იყიდონ მეტი პროდუქტი დაბალ ფასად და ნაკლები მაღალ ფასად.

ამიტომაც, მოთხოვნის მრუდს აქვს უარყოფითი დახრილობა. მეორეს მხრივ, როცა ფასები ეცემა

მცირდება მიწოდებაც. დაბალ ფასში მიმწოდებლები ყიდიან ნაკლებ პროდუქციას. ამიტომ,

მიწოდების მრუდს აქვს დადებითი დახრილობა. მიწოდების მრუდის დახრა შეიძლება იყოს

ნულის ტოლი, იმ შემთხვევაში თუ ელექტროენერგიის მიმწოდებლებს შეუძლიათ აწარმოონ

უფრო მეტი ელექტროენერგია იგივე ხარჯით. ნახაზ 6.3–ზე აგრეთვე ნაჩვენებია ბაზარზე

ელექტროენერგიის წონასწორული ფასი და რაოდენობა, რომელიც მოთხოვნისა და მიწოდების

მრუდების გადაკვეთის წერტილზე ყალიბდება.

6.3.2. ელასტიურობა

რადგან მოთხოვნილი ( ) და მიწოდებული ( ) ელექტროენერგიის მოცულობა იცვლება

ფასის ცვლილებასთან ერთად, ბაზრის ყველა მონაწილისათვის უკეთესია იცოდნენ, თუ როგორ

რაოდენობა (მგვტ.სთ)

ფას

ი (

$/მგ

ვტ.ს

თ)

118

იცვლება ეს მოცულობები. ფასის ცვლილების შედეგად რაოდენობის ცვლილებას ფასის

ელასტიურობა ეწოდება. ფასის ელასტიურობა ერთ–ერთი აუცილებელი საშუალებაა

მარეგულირებელი ორგანოსათვის ტარიფის დასაწესებლად. მარეგულირებელმა ორგანომ უნდა

იცოდეს თუ როგორ იცვლება ბაზრის ოპტიმალური მოთხოვნა ფასის ცვლილებასთან ერთად,

რათა სწორად მოახდინოს ტარიფის დაწესება მთლიანი შემოსავლების გეგმის მისაღწევად

რეგულირებადი საქმიანობებისათვის. თუ დაწესებული ტარიფი ძალიან მაღალია ან დაბალი

მაშინ შემოსავლები იქნება დაბალი, ვიდრე მოსალოდნელი იყო. რა თქმა უნდა, შეცდომაა იმის

ვარაუდიც, რომ ფასების ზრდა აუცილებლად გამოიწვევს საერთო შემოსავლების ზრდას.

ფასის ცვლილების შედეგად ცვლილებას –ში ეწოდება მოთხოვნის ელასტიურობა ,

ხოლო ფასის ცვლილების შედეგად ცვლილებას –ში ეწოდება მიწოდების ელასტიურობა .

ელასტიურობა ფასის მიხედვით ასახავს თუ რამდენად შეიცვალა ელექტროენერგიის რაოდენობა

ფასების ცვლილებების შედეგად. ელასტიურობის სიდიდე გვიჩვენებს თუ რა გავლენას ახდებს

ფასის მცირედი ცვლილებაც კი მოთხოვნის ან მიწოდების ცვლილებაზე. ელასტიურობა

გამოითვლება როგორც პროცენტული ცვლილება რაოდენობაში გაყოფილი ფასში პროცენტულ

ცვლილებაზე. მაგალითად, თუ რაოდენობა შემცირდა 10%–ით და ფასი გაიზარდა 10%–ით, მაშინ

ელასტიურობა იქნება -1. რადგან უარყოფითად არის დამოკიდებული ფასზე (როცა ფასი

იზრდება, მოთხოვნა მცირდება) მოთხოვნის ელასტიურობა არის უარყოფითი. როცა ვამბობთ,

რომ საქონლის მიწოდება ელასტიურია, იგულისხმება რომ მიწოდების რაოდენობა

მნიშვნელოვნად იცვლება ფასის ცვლილების შედეგად. მიწოდება არაელასტიურია თუ

მიწოდების რაოდენობა უმნიშვნელოდ იცვლება ფასის ცვლილების შედეგად. ელასტიურობის

ფორმულას აქვს შემდეგი სახე:

(

) (

) (

) (

)

სადაც წარმოადგენს მცირე დამატებით ცვლილებას რაოდენობის ან ფასის ორ წერტილს შორის

მოთხოვნის მრუდზე, არის მოთხოვნა და კი ფასი. იმ შემთხვევაში, როცა არ იცვლება

ფასის ცვლილებასთან ერთად, ანუ ერთიდაიგივე რაოდენობა არის შეძენილი, მიუხედავად ფასის

მცირე ზრდისა ან კლებისა, მაშინ მოთხოვნის ელასტიურობა ნულის ტოლია ან მთლიანად

არაელასტიურია რაოდენობაზე. თუ მცირდება ნულამდე ფასის ნებისმიერ ზრდაზე, მაშინ

მოთხოვნის ელასტიურობა არის უსასრულობა ანუ სრულად ელასტიური.

მეორე მხრივ, როდესაც ფასის ზრდასთან ერთად იზრდება –ც, ანუ მიწოდების

ელასტიურობა არის ჩვეულებრივ დადებითი. მაგალითად, თუ გაიზარდა ელექტროენერგიის

ფასი, სავარაუდოა რომ ელექტროენერგიის მწარმოებლები უფრო მეტ ელექტროენერგიას

აწარმოებენ. რა თქმა უნდა, ორივე, მიწოდების და მოთხოვნის, შემთხვევაში ელასტიურობა

დამოკიდებულია საწყისს ფასზე. მაღალი წონასწორული ფასის დროს მოთხოვნა შეიძლება იყოს

ელასტიური და მიწოდება – არაელასტიური, რადგან (1) ფასის პატარა შემცირებამ შეიძლება

გამოიწვიოს უფრო მეტი მომხმარებლის შემოსვლა ბაზარზე, თუმცა (2) მწარმოებლები შესაძლოა

აწარმოებენ ელექტროენერგიას მაქსიმალური დატვირთვით, მაგრამ არ ახდენდნენ ინვესტირებას

ახალი გენერაციის საშუალებებში. ასე რომ, მიწოდებაში იქნება მხოლოდ მცირე ცვლილება.

მეორე მხრივ, დაბალი წონასწორული ფასის შემთხვევაში მოთხოვნა შეიძლება იყოს

არაელასტიური, ხოლო მიწოდება – ელასტიური, რადგან ფასის მცირე შემცირება არ გამოიწვევს

მოხმარებაში მნიშვნელოვან ზრდას, მაგრამ შეიძლება გამოიწვიოს მიწოდების გაზრდა. აგრეთვე

ცვლილებებზე რეაგირება დროთა განმავლობაში იცვლება. რადგან მომხარებელი ეგუება მაღალ

ფასებს დროთა განმავლობაში მათი რეაგირება შეიძლება იყოს უფრო ელასტიური. ფასის

119

ელასტიურობის მოულოდნელი ზრდა ზღუდავს მომხმარებლის არჩევანს, მაგრამ დროთა

განმავლობაში მათ შეუძლიათ გამოიყენონ უფრო ეფექტური ტექნოლოგიები. გარდა ამისა,

შეიძლება ელექტროენერგიის მწარმოებლებისგან მოხდეს მცირე რეაგირება ელექტროენერგიის

მიწოდებაში, მაგრამ დროთა განმავლობაში შესაძლებელია ახალი ინვესტიციების

განხორციელება გენერაციაში ფასის ელასტიურობის ზრდის საპასუხოდ. აგრეთვე ერთ–ერთი

მიზეზი ელასტიურობაზე რეაგირებისა არის შემოსავლების ცვლილება. შემოსავლების ზრდასთან

ერთად იცვლება მყიდველის ელექტროენერგიის მოხმარების დონეც, რომელსაც შემოსავლების

ელასტიურობა ეწოდება. იგი ტოლია მოთხოვნაში პროცენტული ცვლილებისა, რომელიც

გამოწველია შემოსავლებში 1% ზრდით.

აგრეთვე, ფასის ცვლილებამ ურთიერთშემცვლელ პროდუქტებში (Substitutes), როგორიცაა

ბუნებრივი გაზი და ელექტროენერგია და ურთიერთშემავსებლები (Complements), როგორიცაა

ტექნიკა, რომელიც მუშაობს ელექტროენერგიაზე შეიძლება გამოიწვიოს ცვლილება

ელექტროენერგიის მოთხოვნაზე. ურთიერთშემავსებლები წარმოადგენენ ორი სახის საქონელს,

რომელთგანაც ერთ–ერთის ფასის ზრდა იწვევს მეორეზე მოთხოვნის შემცირებას, ხოლო

ურთიერთშემცვლელები წარმოადგენენ ორი სახის პროდუქტს, რომელთგანაც ერთ–ერთის ფასის

ზრდა იწვევს მეორეზე მოთხოვნის ზრდას. ასეთი ტიპის რეაგირებას ფასის ცვლილებაზე

ჯვარედინი ელასტიურობა ეწოდება. შემცვლელებში ფასის ზრდა ზოგადად იწვევს

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის ზრდას. ამიტომ ჯვარედინი ელასტიურობა არის დადებითი. თუ

ბუნებრივი გაზის ფასი გაიზარდა, მაშინ მომხმარებლებს ურჩევნიათ მოიხმარონ უფრო იაფი

ელექტროენერგია. ფასის კლება შემავსებლებში იწვევს ასევე ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის

ზრდას. ამ შემთხვევაში ჯვარედინი ელასტიურობა არის ურაყოფითი. მაგალითად, თუ ფასებმა

ელექტრომანქანებზე დაიკლო, უფრო მეტი მომხმარებელი იყიდის ელექტრო მანქანებს, რაც

გამოიწვევს ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის ზრდას.

6.3.3. მთლიანი, საშუალო და ზღვრული ხარჯები

ენერგეტიკული საწარმოს ხარჯებში ყურადღება ექცევა სხვადასხვა ფაქტორებს,

რომლებიც მნიშვნელოვან ზემოქმედებას ახდენენ საწარმოში გამომუშავებული

ელექტროენერგიის ღირებულებაზე. ძირითად ფაქტორებს წარმოადგენენ: მუშახელი ( ),

კაპიტალი ( ), მუშახელის ხელფასი ( ) და ქირის განაკვეთი ( ). არსებობს სხვა დამატებითი

ფაქტორები, მაგალითად, საწვავი, მაგრამ ამ შემთხვევაში ყურადღება გამახვილებული იქნება

ენერგეტიკული საწარმოს ხარჯების ძირითად ფაქტორებზე. წარმოადგენს ენერგეტიკულ

საწარმოში დასაქმებულ ყველა ტიპის მუშახელს, არის მუშახელის შრომის

ანაზღაურებისათვის გადახდილი ხელფასის რაოდენობა და – ენერგეტიკულ საწარმოში

არსებული მანქანა–დანადგარები. ეკონომიკურ თეორიაში კაპიტალის საზომ ერთეულად

შეიძლება გამოვიყენოთ მისი რაოდენობრივი ან ფულად ერთეულებში გამოხატვის მიდგომა.

რაოდენობრივი მიდგომის დროს კაპიტალი შეფასება ხდება მანქანა–დანადგარების

რაოდენობით. რაც შეეხება კაპიტალის ფულად ერთეულებში გამოხატვას, კაპიტალის შეფასება

ხდება მისი შეძენილი ფასის საშუალებით. ამ შემთხვევაში შესაძლებელია კაპიტალის როგორც

ყიდვა, ასევე გარკვეული პერიოდით მისი ქირაობა კაპიტალის ბაზრიდან. სწორედ

ენერგეტიკული საწარმოს ხარჯების ერთ–ერთი ფაქტორი, , წარმოადგენს კაპიტალის

ქირავნობის განაკვეთს. იგი წარმოადგენს კაპიტალის ფასს, რომლის ქირაობაც მოხდა კაპიტალის

ბაზარზე. მეორე მხრივ, არის კაპიტალის ალტერნატიული ღირებულება, რომელიც შეიძლება

120

მიღებულიყო კაპიტალის სხვა საქმიანობაში გამოყენებით. თუ კაპიტალის ღირებულების

გადახდა მოხდება ბანკში მიღებული თანხით, მაშინ კაპიტალის ქირავნობის განაკვეთი იგივეა,

რაც ბანკში შენახულ თანხაზე დარიცხული საპროცენტო განაკვეთი.

კიდევ ერთი მნიშვნელოვანი ხარჯების ეკონომიკური ცნება არის დაუბრუნებელი

დანახარჯები (Sunk Costs). დაუბრუნებელი დანახარჯი არის ის ხარჯი, რომელიც უკვე

გაღებულია და მისი დაბრუნება აღარ შეიძლება. მაგალითად, დანახარჯები, რომლებიც

ელექტროსადგურის მშენებლობისათვის იქნა გაღებული არის დაკარგული დანახარჯები, რადგან

უკვე აშენებული ელექტროსადგურის სხვა ადგილას გადატანა ან ხელახლა აშენება

მიზანშეუწონელია.

ენერგეტიკული საწარმოს ხარჯები შეიძლება იყოს ცვალებადი ან ფიქსირებული.

ფიქსირებული ხარჯები დროის გარკვეული პერიოდის განმავლობაში არის უცვლელი.

მიუხედავად იმისა, რომ ხარჯები შეიძლება იყოს უცვლელი დროის მოკლევადიან პერიოდში,

იგი შეიძლება იცვლებოდეს გრძელვადიან პერიოდში. გარდა ამისა, გასათვალისწინებელია ასევე

ტექნოლოგია, რომელიც წარმოადგენს მუშახელისა და კაპიტალის გაერთიანებას პროდუქციის

საწარმოებლად. ხარჯების და ტექნოლოგიის განვითარება დროის ინტერვალში მოცემულია

შემდეგ ცხრილში:

ცხრილი 6.3. ხარჯების ცვლილება დროში

დროის ინტერვალი ხარჯები ტექნოლოგია

მოკლევადიანი პერიოდი ზოგიერთი ხარჯი არის უცვლელი უცვლელი

გრძელვადიანი პერიოდი ყველა ხარჯი არის ცვალებადი უცვლელი

მთლიანი ხარჯი ( ) წარმოადგენს ცვალებადი ხარჯის ( ) და ფიქსირებული ხარჯის

( ) ჯამს, რომელსაც აქვს შემდეგი სახე:

საშუალო ხარჯი არის მთლიანი ხარჯი გაყოფილი წარმოებული პროდუქციის რაოდენობაზე, ანუ

სადაც არის საშუალო ცვალებადი ხარჯი, ხოლო – საშუალო ფიქსირებული ხარჯი. რაც

შეეხება ზღვრულ ხარჯს ( ), იგი ტოლია მთლიან ხარჯში ცვლილებისა, რომელიც

გამოწვეულია ერთი ერთეულით პროდუქციის რაოდენობაში ცვლილებისა. ცვალებადი ხარჯის

განსაზღვრაში აუცილებელია, რომ ვიცოდეთ ერთი ერთეული გამოშვებული პროდუქციის

ღირებულება. პირველი ერთეული გამოშვებული პროდუქციის ზღვრული ღირებულება მოიცავს

როგორც მთლიან ფიქსირებულ ხარჯს, ასევე ცვალებადი ხარჯის ნაწილს. ამიტომ, ზღვრული

დანახარჯი მოკლევადიან პერიოდში არის უცვლელი, ხოლო გრძელვადიან პერიოდში იგი

ცვალებადი ხდება. როდესაც პროდუქციის გამოშვება მცირდება ზღვრული ხარჯები იზრდება,

ანუ, რაც უფრო ნაკლებ ელექტროენერგიას გამოიმუშავებს ენერგეტიკული საწარმო მისი

წარმოების ხარჯი 1 მგვტ.–ზე უფრო მეტი იქნება. ზღვრულ ხარჯი გამოისახება როგორც

მთლიანი ხარჯის წარმოებული რაოდენობის მიმართ და აქვს შემდეგი სახე:

121

სადაც არის სრული ხარჯის წარმოებული და არის რაოდენობის წარმოებული.

აღნიშნული ხარჯების უკეთ გასააზრებლად, განვიხლიოთ მაგალითი, რომელიც მოცემულია

ცხრილში 6.4.

ცხრილი 6.4. მთლიანი, საშუალო და ზღვრული ხარჯები

Q TC FC VC AC AFC AVC MC

100 7,250 5,000 2,250 73 50 23 25

200 10,000 5,000 5,000 50 25 25 30

300 13,250 5,000 8,250 45 17 28 35

400 17,000 5,000 12,000 43 13 30 40

500 21,250 5,000 16,250 43 10 33 45

600 26,000 5,000 21,000 43 8 35 50

700 31,250 5,000 26,250 45 7 38 55

800 37,000 5,000 32,000 46 6 40 60

900 43,250 5,000 38,250 49 6 43 65

მოცემული ინფორმაციით ენერგეტიკული საწარმოს ხარჯების გრაფიკებს ექნება შემდეგი სახე.

ნახაზი 6.4. მთლიანი, ცვალებადი და ფიქსირებული ხარჯები

ნახაზი 6.5. საშუალო და ზღვრული ხარჯები

ხარ

ჯებ

ი

რაოდენობა (მგვტ.სთ.)

ხარ

ჯებ

ი

რაოდენობა (მგვტ.სთ.)

122

როდესაც საშუალო ხარჯი მცირდება, ზღვრული ხარჯი არის საშუალო ხარჯზე ნაკლები.

ეს იმიტომ, რომ როდესაც ერთეული პროდუქციის წარმოების ხარჯი ნაკლებია საშუალო ხარჯზე,

მაშინ წარმოების საშუალო ხარჯი მცირდება. მეორე მხრივ, თუ ერთი ერთეული პროდუქციის

წარმოების ხარჯი მეტია საშუალო ხარჯზე, მაშინ წარმოების საშუალო ხარჯი იზრდება, რის

შედეგადაც ზღვრული ხარჯი მეტია საშუალო ხარჯზე. თუ საშუალო ხარჯი არის მუდმივი,

შემდეგი ერთეული პროდუქციის წარმოების ხარჯი ტოლია წინა წარმოებული პროდუქციის

ერთეულის საშუალო ხარჯისა. ამ შემთხვევაში საშუალო ხარჯი და ზღვრული ხარჯი ტოლია და

მათი მრუდები კვეთავენ ერთმანეთს (იხილეთ ნახაზი 6.5).

როდესაც ენერგეტიკული საწარმოს საშუალო ხარჯი მცირდება პროდუქციის ზრდასთან

ერთად სახეზეა მასშტაბის ეკონიმიის ეფექტი (Economies of Scale). ელექტროსადგურის

მშენებლობის მთლიან ხარჯებში მნიშვნელოვანი წილი უკავია ფიქსირებულ ხარჯებს. ამიტომ,

ელექტროსადგურის მიერ დიდი რაოდენობით გამომუშავებული ელექტროენერგიის შედეგად

მიიღება მასშტაბის ეკონომიის ეფექტი, რის შედეგადაც საშუალო ფიქსირებული ხარჯი მცირდება

გამომუშავებული ელექტროენერგიის რაოდენობის ზრდასთან ერთად. ელექტროენერგეტიკული

საწარმო, რომელიც მაქსიმალური რაოდენობის ელექტროენერგიას აწარმოებს, წარმოების

ხარჯების მინიმალურ ზღვრამდე ამცირებს. ასეთი საწარმო კონკურენტებს აიძულებს ბაზრის

დატოვებას. ეს არის ბუნებრივი მონოპოლიის სიტუაცია, სადაც მონოპოლიური საწარმო იყენებს

საბაზრო ძალაუფლებას და აწესებს პროდუქციის ფასს წარმოების ხარჯებზე მაღლა. ხშირ

შემთხვევაში ბუნებრივ მონოპოლიებს კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე

მივყავართ არასწორ შედეგამდე, რადგან ირღვევა კონკურენტული ბაზრის მთავარი პრინციპი,

რომ ელექტროენერგიის საბაზრო ფასი მისი წარმოების ზღვრული ხარჯების ტოლია. ამიტომ

ბუნებრივი მონოპოლიის შემთხვევაში საჭიროა ასეთი საწარმოს რეგულირება, რათა ფასი მის

ზღვრულ ხარჯებს მაქსიმალურად გაუთანაბრდეს. ბუნებრივი მონოპოლიური საწარმოს ხარჯები

მოცემულია ნახაზზე 6.6.

ნახაზი 6.6. ბუნებრივი მონოპოლიური საწარმოს ხარჯები

ფას

ი დ

ა ხ

არჯ

ი


123

6.3.4. ენერგეტიკული საწარმოს მოგების მაქსიმიზაცია და ეკონომიკური ეფექტიანობა

ვიდრე განვსაზღვრავთ ელექტროენერგეტიკული საწარმოს ქცევას მოგების გასაზრდელად

საჭიროა განვმარტოთ ბუღალტრული და ეკონომიკური მოგება. ბუღალტრული მოგება არის

სხვაობა მოგებასა და ბუღალტრულ ხარჯებს შორის, ანუ ისეთი ხარჯები, რომლებიც ფიქსირდება

საწარმოს ანგარიშებზე. იმის გამო, რომ ეკონომისტები ხშირად იყენებენ ალტერნატიული ხარჯის

ცნებას, საბუღალტრო ხარჯებში ყველა ტიპის ხარჯი არ არის გათვალისწინებული. მეორე მხრივ,

ეკონომიკური მოგება ხშირად ასოცირდება ალტერნატიულ ხარჯთან.

ელექტროენერგეტიკული საწარმოს მოგება ( ) წარმოადგენს მთლიან შემოსავლებსა და

მთლიან ხარჯების შორის სხვაობას, რომელსაც აქვს შემდეგი სახე:

სადაც არის მთლიანი შემოსავლები და – მთლიანი ხარჯები. საწარმოს მთლიანი

შემოსავლები ტოლია გამომუშავებული ელექტროენერგიის რაოდენობისა და საბაზრო ფასის

ნამრავლისა, ანუ . მოგების გასაზრდელად, საწარმო ცდილობს მთლიანი

შემოსავლების გაზრდას და მთლიანი ხარჯების შემცირებას. როდესაც ელექტროენერგიის

წარმოების ზღვრული ხარჯი იზრდება დამატებით წარმოებული 1 მეგავატისათვის, საწარმოს

შეუძლია გაზარდოს წარმოება სანამ ზღვრული შემოსავლები და ხარჯები ერთმანეთს

გაუტოლდება. ასეთ შემთხვევაში კონკურენტულ ბაზარზე საწარმო გაზრდის ელექტროენერგიის

წარმოებას, სანამ ზღვრული ხარჯი საბაზრო ფასს არ გაუტოლდება, ანუ . როდესაც

არსებობს ეკონომიკური მოგება და ბაზარზე შესვლის თავისუფლება, კონკურენტულ ბაზარზე:

1. ბაზარზე შემოდიან სხვა საწარმოები;

2. ასეთი საწარმოების შემოსვლა ბაზარზე ზრდის პროდუქციის რაოდენობას;

3. ხდება ფასების შემცირება მაღალი კონკურენციის გამო;

4. ეკონომიკური მოგება მცირდება ერთი კონკრეტული საწარმოსათვის.

ეკონომიკური ზარალისა და ბაზარზე შესვლის ბარიერების არსებობის შემთხვევაში:

1. საწარმოები ტოვებენ ბაზარს;

2. წარმოებული პროდუქციის რაოდენობა მცირდება;

3. ხდება ფასების ზრდა დაბალი კონკურენციისა და ბაზრის მონოპოლიური

მახასიათებლების შეძენის გამო;

4. ეკონომიკური ზარალი მცირდება.

კონკურენტულ ბაზარზე, როდესაც ფასი იზრდება საწარმო მოგების გასაზრდელად აწარმოებს

ისეთი რაოდენობის პროდუქციას, რომ მისი ზღვრული წარმოების ხარჯი ტოლია ბაზარზე

არსებული ფასისა. როდესაც საშუალი ხარჯი უფრო მეტია, ვიდრე ზღვრული ხარჯი, საშუალო

ხარჯი უფრო დიდია ვიდრე საბაზრო ფასი. ასეთ შემთხვევაში, საწარმოს მთლიანი ხარჯი უფრო

მეტი იქნება ვიდრე მისი მთლიანი შემოსავლები, რაც თავის მხრივ გამოიწვევს ზარალს.

ბუნებრივი მონოპოლიის შემთხვევაში, წარმოებული პროდუქციის გარკვეულ რაოდენობაზე

ზღვრული ხარჯი ნაკლებია საშუალო ხარჯზე (იხ. ნახაზი 6.6, სადაც ზღვრული ხარჯი ნაკლებია

საშუალო ხარჯზე, როდესაც საწარმო უშვებს 600 ერთეულზე ნაკლებ პროდუქციას).

კონკურენტული ბაზრის პირობებში ფასი ზღვრული ხარჯის ტოლია. თუმცა, მოცემულ

მაგალითში საწარმოს მთლიანი შემოსავლები ნაკლებია მთლიან ხარჯებზე და მონოპოლიურ

საწარმოს მოგების მაგივრად ექნებოდა ზარალი. ამიტომ, მარეგულირებელმა სწორად უნდა

შეარჩიოს რეგულირებადი ფასი, რათა ასეთმა საწარმომ აწარმოოს პროდუქციის ოპტიმალური

124

რაოდენობა და ჰქონდეს შესაბამისი მოგებაც. საბოლოო ჯამში ენერგეტიკული საწარმოს მიერ

ელექტროენერგიის წარმოება დამოკიდებულია:

1. საწარმოს მიერ წარმოებული ელექტროენერგიის ზღვრულ ხარჯზე;

2. საწარმოს არჩევანზე აწარმოოს მაქსიმალური მოგების მისაღებად საჭირო

ელექტროენერგიის რაოდენობა;

3. ენერგეტიკული საწარმოს ბაზარზე შემოსვლა ან გასვლა მაქსიმალური მოგების

მიღების საფუძველზე.

მიუხედავად იმისა, რომ ქვეთავში სრულად არ არის წარმოდგენილი ელექტრო-

ენერგეტიკული ბაზრის ეკონომიკური პრინციპები, აუცილებელია განვსაზღვროთ

მნიშვნელოვანი ეკონომიკური ცნებები საზოგადოებრივი კეთილდღეობის, საერთო დანაკარგების

და მწარმოებლისა და სამომხმარებლო დანაზოგების შესახებ. ეკონომიკური პრინციპების

საფუძველზე, მომხმარებლები ყიდულობენ პროდუქციას საკუთარი კეთილდღეობის

გასაზრდელად. თუ პროდუქციის ფასი უფრო ნაკლებია მათი მაქსიმალური გადახდის

მზადყოფნაზე, მაშინ მომხმარებლები მიიღებენ სამომხმარებლო დანაზოგს, რომელიც ტოლია

საბაზრო ფასსა და მათ მაქსიმალურ გადახდის მზადყოფნას შორის სხვაობისა. რადგან ყველა

მომხმარებელი პროდუქციაში იხდის საბაზრო ფასს, მომხმარებლებს, რომლებსაც მაღალი

გადახდის მზადყოფნა გააჩნიათ უფრო დიდ სამომხმარებლო დანაზოგს ღებულობენ, ვიდრე

მომხმარებლები დაბალი გადახდის მზადყოფნით. მაგალითად, მომხმარებელი, რომელსაც

გააჩნია ელექტროენერგიის მოხმარების სხვა ალტერნატიული საშუალებები, როგორიცაა

ბუნებრივი გაზი, მაშინ ასეთი მომხმარებლის გადახდის მზადყოფნა ელექტროენერგიაზე იქნება

დაბალი, იმ მომხმარებლისაგან განსხვავებით, რომელსაც სხვა ალტერნატიული წყაროები არ

გააჩნია. ბაზარზე თითოეული მომხმარებლის სამომხმარებლო დანაზოგი იკრიბება, რითაც

ვღებულობთ მთლიან სამომხმარებლო დანაზოგს (იხ. ნახაზი 6.8).

ეკონომიკურ თეორიაში მიწოდების ერთ–ერთი მთავარი განმსაზღვრელი არის

მწარმოებლის დანაზოგი. იგი განისაზღვრება როგორც წარმოებული საქონელის ღირებულებასა

და ხარჯს შორის სხვაობა (იხ. ნახაზი 6.8)

მიწოდების მრუდი დგება სხვადასხვა საწარმოების მიერ შეთავაზებული პროდუქციის

რაოდენობებისგან, რომელთაც განსხვავებული წარმოების ხარჯები გააჩნიათ. ამიტომ, საწარმოს,

რომელსაც მცირე წარმოების ხარჯები აქვს უფრო დიდი მწარმოებლის დანაზოგი ექნება, ვიდრე

საწარმოს მაღალი წარმოების ხარჯებით რადგან ყველა მწარმოებელი ღებულობს ბაზრის

წონასწორულ ფასს. მაგალითად, ელექტროსადგურები დაბალი ცვალებადი ხარჯებით,

როგორიცაა ატომური ელექტროსადგური, ღებულობენ უფრო მეტ მოგებას ვიდრე

ელექტროსადგურები მაღალი ცვალებადი ხარჯებით, როგორიცაა თბოელექტროსადგური.

6.7 ნახაზზე ნაჩვენებია სამომხმარებლო და მწარმოებლის დანაზოგები, როდესაც ბაზარი

მიწოდებისა და მოთხოვნის წონასწორობას აღწევს. სამომხმარებლო დანაზოგი ფასის ზემოთ და

მოთხოვნის მრუდის ქვემოთ მდებარე არის ფართობის ტოლია, მწარმოებლის დანაზოგი ფასის

ქვემოთ და მიწოდების მრუდის ზემოთ მდებარე არის ფართობის ტოლია. რაც შეეხება ბაზრის

მთლიან დანაზოგს, იგი სამომხმარებლო და მწარმოებლის დანაზოგების ჯამის ტოლია. როდესაც

ბაზარი წონასწორობაშია, ფასი განსაზღვრავს, რომელმა მომხმარებელმა და მწარმოებელმა უნდა

მიიღონ მონაწილეობა ამ ბაზრის ფუნქციონირებაში. ანუ პროდუქციის ყიდვას ის მომხმარებლები

არჩევენ, ვინც პროდუქციას მის ფასზე მეტად შეაფასა (მოთხოვნის მრუდის AE მონაკვეთი). ის

მომხმარებლები, რომლებმაც პროდუქცია მის ფასზე ნაკლებად შეაფასეს არ ყიდულობენ

125

პროდუქციას (მოთხოვნის მრუდის EB მონაკვეთი). ანალოგიურად, ის მწარმოებლები, რომელთა

დანახარჯებიც ფასზე ნაკლებია (მიწოდების მრუდის CE მონაკვეთი), ელექტროენერგიის

წარმოებას და გაყიდვას არჩევენ, ხოლო ის მწარმოებლები, რომელთა დანახარჯებიც ფასზე მეტია

(მიწოდების მრუდის ED მონაკვეთი), ელექტროენერგიას აღარ აწარმოებენ. აქედან ჩვენ

შეგვიძლია დავასკვნათ, რომ კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული ბაზარი (1) პროდუქციის

მიწოდებას ანაწილებს იმ მომხმარებლებს შორის, რომლებიც ელექტროენერგიას ყველაზე მეტად

აფასებენ, რაც მათი გადახდის მზადყოფნაში აისახება, (2) მოთხოვნას ანაწილებს იმ

მწარმოებლებს შორის, რომელთაც ელექტროენერგიის წარმოება ყველაზე ნაკლები უჯდება და (3)

აწარმოებს ელექტროენერგიის ისეთ რაოდენობას, რომელიც ახდენს მომხმარებლისა და

მწარმოებლის დანაზოგების მაქსიმიზაციას. სხვაგვარად რომ ვთქვათ, კონკურენტულ ელექტრო-

ენერგეტიკულ ბაზარზე ხდება რესურსების ეფექტიანი განაწილება.

ნახაზი 6.7. მომხმარებლისა და მწარმოებლის დანაზოგები

ზოგადად ეფექტიანობა შეიძლება განვიხილოთ თუ რამდენად სწორად და ოპტიმალურად

იქნა გამოყენებული ძალისხმევა და დანახარჯები კონკრეტული საქმიანობის შესასრულებლად.

არსებობს ორი ტიპის ეფექტიანობა: ტექნოლოგიური და ეკონომიკური. ტექნოლოგიური

ეფექტიანობა გულისხმობს მაქსიმალური რაოდენობის საქონელის წარმოებას მოცემული

საწარმოო ფაქტორების გამოყენებით, ხოლო ეკონომიკური ეფექტიანობა გულისხმობს

მაქსიმალური რაოდენობის საქონლის წარმოებას არსებული მინიმალური დანახარჯებით, ანუ ამ

შემთხვევაში საქონლის წარმოების ალტერნატიული დანახარჯი არის მინიმალური.

კონკურენციის დროს ბაზარზე ფასი ზღვრული დანახარჯების ტოლია. ეს არის

ეკონომიკურად ეფექტიანი ფასი, რადგან საწარმომ იცის თუ რა უჯდება ერთი ერთეული

პროდუქციის წამოება. ამიტომ ენერგეტიკული საწარმოები აწარმოებენ ელექტროენერგიას

მინიმალური დანახარჯებით, რაც ხელს უწყობს ბაზრის ეფექტიანად მუშაობას. თუ ფასი არ

ასახავს წარმოების ზღვრულ დანახარჯებს, მაშინ ბაზარზე ვერ ჩამოყალიბდება ეფექტიანი ფასი.

მაგალითად, თუ ელექტროენერგიის რეალური ფასი ნაკლებია ბაზრის ეფექტიან ფასზე, მაშინ (1)

გაიზრდება ელექტროენერიაზე მოთხოვნა მოთხოვნის ეკონომიკურად ეფექტიან დონემდე და (2)

მწარმოებლები აწარმოებენ ეკონომიკურად ეფექტიან დონეზე ნაკლებ ელექტროენერგიას. თუ

ფასი მაღალია წარმოების ზღვრულ დანახარჯებზე, მაშინ (1) ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა

ეკონომიკურად ეფექტიან დონეზე ნაკლები იქნება და (2) მწარმოებლები აწარმოებენ

126

ეკონომიკურად ეფექტიან დონეზე მეტ ელექტროენერგიას. ამიტომ, ბაზრის ეფექტიანად

მუშაობისათვის აუცილებელია, რომ ელექტროენერგიის ფასი წარმოების ზღვრული

დანახარჯების ტოლი იყოს, ხოლო ბუნებრივი მონოპოლიის დროს ზღვრულ დანახარჯებთან

მაქსიმალურად მიახლოვებული. საზოგადოებრივი კეთილდღეობა შეიძლება განვსაზღვროთ

როგორც მწარმოებლებისა და მომხმარებლების დანაზოგების ჯამი (ACE მონაკვეთი 6.7 ნახაზზე).

იგი კონკურენტული ბაზრის დროს მაქსიმალურია.

6.3.5. მონოპოლია და საერთო დანაკარგები

როგორც უკვე აღვნიშნეთ, კონკურენტული ბაზრის პირობებში ელექტროენერგიის

მომხმარებლების და მწარმოებლების ურთიერთქმედება საზოგადოებისათვის მაქსიმალური

კეთილდღეობის მომტანია. მწარმოებლები ელექტროენერგიას აწარმოებენ იმ ფასად, რომელიც

მათი ზღვრული დანახარჯების ტოლია. მიუხედავათ ამისა, ელექტროენერგიის სექტორის

გარკვეულ ნაწილში, როგორიცაა გადაცემა და განაწილება, გვხდება ბუნებრივი მონოპოლიის

მახასიათებლები, რომლებიც მარეგულირებელი ორგანოს მიერ უნდა იქნეს გაკონტროლებული.

კონკურენტული ბაზრიგან განსხვავებით მონოპოლიურ ბაზარზე საზოგადოებრივი დანაზოგები

გაცილებით ნაკლებია. ყოველივე ეს კი მონოპოლიური საწარმოს ქცევით არის გამოწვეული.

საბაზრო ძალაუფლების გამოყენებით მონოპოლიური საწარმო ახერხებს, რომ დააწესოს მის

ზღვრულ დანახარჯებზე მაღალი ელექტროენერგიის ფასი. ოპტიმალურ ვარიანტში საწარმოს

ზღვრული შემოსავლები მისი ზღვრული დანახარჯების ტოლი უნდა იყოს. მაგრამ თუ

მონოპოლიური საწარმო დააწესებს ასეთ ფასს, როგორც ყველა საწარმო კონკურენციის დროს,

მაშინ მას ექნება ზარალი. ამიტომ მონოპოლიური საწარმო აწესებს საკუთარი მოგების

მაქსიმიზაციისათვის ოპტიმალურ ფასს და აწარმოებს შესაბამისი რაოდენობის

ელექტროენერგიას. მეორე მხრივ, თუ მონოპოლიური საწარმო დააწესებს ოპტიმალური მოგების

მისაღებ ფასზე დაბალ ფასს და აწარმოებს მისთვის ოპტიმალურ პროდუქციაზე ნაკლებს, მაშინ

მას ექნება ზარალი რადგან მაღალი ფასის გამო მხოლოდ ცოტა მომხმარებელი იყიდის მის

ელექტროენერგიას. ხოლო თუ იგი უფრო დაბალ ფასს დააწესებს, ვიდრე მისთვის ოპტიმალური

ფასი და აწარმოებს უფრო მეტ პროდუქციას, ამ შემთხვევაშიც მას ექნება ზარალი. მონოპოლიური

საწარმოს ბაზარზე სამოქმედო სტრატეგია ნაჩვენებია 6.8 ნახაზზე.

ნახაზი 6.8. მონოპოლიური საწარმოს სტრატეგია ბაზარზე

127

როგორც ნახაზზე 6.8 ჩანს, მონოპოლიური საწარმო საბაზრო ძალაუფლების გამოყენებით

ელექტროენერგიის ფასს აწესებს A წერტილში, მიუხედავად იმისა, რომ მისთვის

ელექტროენერგის ოპტიმალური წარმოების შემთხვევაში ფასი უნდა იყოს C წერტილში. ამ დროს

სამომხმარებლო დანაზოგები მცირდება, რადგან მისი ნაწილი გადაეცემა მწარმოებლებს.

ამასთანავე, მონოპოლიური საწარმოს მიერ წარმოებული ელექტროენერგიის რაოდენობა არის

ბაზრისათვის ოპტიმალურ (B წერტილი) რაოდენობაზე ნაკლები, რაც თავის მხრივ იწვევს

საერთო დანაკარგების წარმოქმნას (ABC მონაკვეთი). ამიტომ, საზოგადოება განიცდის ზარალს,

რადგან ბაზარმა ოპტიმალური ელექტროენერგიის რაოდენობაზე ნაკლები აწარმოა. აღსანიშნავია,

რომ საერთო დანაკარების ათვისება არც მონოპოლიურ საწარმოს შეუძლია. რადგან საერთო

დანაკარგების რაოდენობა დამოკიდებულია მოთხოვნის ელასტიურობაზე, მონოპოლიური

საწარმო ვეღარ ახერხებს შედარებით მაღალი ფასის დაწესებას თუ მოთხოვნის ელასტიურობა

მაღალია. ეს კი საერთო დანაკარგებს ამცირებს. მეორე მხრივ, მონოპოლიური საწარმო არ არის

ხარჯების მინიმიზაციაზე ორიენტირებული, რათა უზრუნველყოს მონოპოლიური

ძალაუფლების შენარჩუნება ბაზარზე, რაც ზრდის მონოპოლის მიერ გამოწვეულ საზოგადოებრივ

დანაკარგებს. მონოპოლიისა და კონკუნრეტული ბაზრის ეკონომიკური მახასიათებლები და

თავისებურებები უფრო დეტალურად ნაჩვენებია 6.9. ნახაზზე.

ნახაზი 6.9. მონოპოლიური და კონკურენტული ბაზრის მახასიათებლები

6.9. ნახაზიდან შეგვიძლია დავასკვნათ, რომ მონოპოლიური ბაზრის შემთხვევაში ზარალდებიან

მომხმარებლები და ზოგადად მცირდება საზოგადოებრივი კეთილდღეობა და დანაზოგები.

კონკურენტული ბაზრის დროს კი საზოგადოებრივი დანაზოგები და ბაზრის ეფექტიანობა

მაქსიმალურ დონეს აღწევს. დანაზოგებისა და კეთილდღეობის უფრო დეტალური ანალიზი

მონოპოლისტური და კონკურენტული სტუქტურის პირობებში მოცემული მე–5 ცხრილში:

ცხრილი 6.5. დანაზოგების ანალიზი

კონკურენცია მონოპოლია ცვლილება

სამომხმარებლო დანაზოგი A+B+C A -(B+C)

მწარმოებლის დანაზოგი D+E B+D E-B

მთლიანი დანაზოგი A+B+C+D+E A+B+D -(C+E)

ზოგადად ეკონომიკაში და ასევე ელექტროენერგეტიკული ბაზრის შემთხვევაშიც,

მონოპოლიური ძალაუფლების შენარჩუნება მუდმივად შეუძლებელია. მაგალითად, თუ

128

ენერგეტიკული საწარმო არის ელექტროენერგიის მხოლოდ ერთი მიმწოდებელი, მაშინ ასეთი

მონოპოლიური საწარმო ელექტროენერგიის ფასს მაქსიმალურად გაზრდის. ასეთ დროს,

მარეგულირებელმა აუცილებელია, რომ გამოიყენოს რეგულირების სხვადასხვა მექანიზმები,

რათა მოხდეს საზოგადოებრივი დანაკარგების შემცირება. რეგულირების ასეთი მექანიზმები

შეიძლება იყოს (1) ფასის ან სატარიფო რეგულირება და (2) ანტიმონოპოლიური რეგულირება.

მიუხედავად იმისა, რომ მარეგულირებელი ორგანო ორიენტირებული უნდა იყოს

მონოპოლიური საწარმოსთვის ოპტიმალური და რეგულირებადი ფასის დაწესებაზე, მან ასევე

უნდა გაითვალისწინოს (1) ქვეყანაში ელექტროენერგიის გამომუშავების დონე, (2)

ელექტროენერგიის ხარისხი, (3) ახალი სიმძლავრეების მშენებლობის განვითარების დონე და (4)

ინოვაციური მექანიზმები, რაც რეგულირებად საწარმოებს გაუზრდის მოტივაციას შეამცირონ

მონოპოლიური ძალაუფლება.

6.4. რესტრუქტურიზაცია ევროპაში: ევროკავშირის ენერგეტიკული დირექტივები

მეოცე საუკუნის დასასრულს ევროპაში ელექტროენერგეტიკულ სექტორს მნიშვნელოვანი

ყურადღება მიექცა. ევროპის ქვეყნებმა დაიწყეს ენერგეტიკული ბაზრების ლიბერალიზაცია,

სადაც დიდი ხნის განმავლობაში ვერტიკალურად ინტეგრირებული სახელმწიფო კომპანიები

ფუნქციონირებდნენ. ამასთან ერთად შეიქმნა ევროკავშირის ერთიანი შიდა ენერგეტიკული

ბაზრის ჩამოყალიბების სტრატეგია, რომელიც ეტაპობრივად ვითარდება. ყოველივე ამას კი

საფუძვლად დაედო ევროკავშირის მიერ შემუშავებული ენერგოდირექტივები, რომლებიც

განსაზღვრავს როგორც ენერგეტიკის, ასევე გაზის სექტორში მონაწილეების ფუნქცია–

მოვალეობებს და ადგენს ბაზრის მონოპოლიური მოდელიდან კონკურენტულ მოდელზე

გადასვლის მოთხოვნებსა და პირობებს. აღნიშნული დირექტივები დროთა განმავლობაში

იცვლებოდა და ახლდებოდა.

დღეისათვის არსებობს ენერგოდირექტივების სამი პაკეტი. პირველი ელექტროენერგიის

დირექტივების პაკეტი 1996 წელს იქნა მიღებული, რომელიც ადგენს ევროპის ქვეყნების ერთიანი

შიდა ენერგეტიკული ბაზრის ჩამოყალიბების წესებს. პირველი პაკეტით განსაზღვრულია

ელექტროენერგეტიკული სექტორის სტრუქტურისა და ფუნქციონირების ზოგადი პრინციპები და

კრიტერიუმები და აგრეთვე გენერაციის, განაწილებისა და გადაცემის სეგმენტებში კომპანიების

ფუნქციონირების საერთო წესები. მაგალითად, ენერგეტიკულ საწარმოებს, რომლებსაც აქვთ

აქტივები ორ სხვადასხვა სეგმენტში პირველი პაკეტის ფარგლებში ვალდებულნი იყვნენ

ეწარმოებინათ გამჭვირვალე ფინანსური ანგარიშწორება ასეთი საქმიანობებისთვის ცალკ–ცალკე.

ენერგეტიკული დირექტივების მეორე პაკეტი მიღებული იქნა 2003 წელს. იგი უფრო

დეტალურად აღწერს პირველ პაკეტში ერთიანი შიდა ენერგეტიკული ბაზრის ჩამოყალიბებისა

და ფუნქციონირების წესებს. ამ პაკეტში განხილულია ის ღონისძიებები და ნაბიჯები, რომლებიც

ევროპის კონკურენტული, საიმედო და ეკონომიკურად მდგრადი ენერგეტიკული ბაზარის

შემდგომი გავითარებისათვის იყო აუცილებელი. მაგალითად, მეორე პაკეტის მიხედვით

ევროკავშირის წევრი ქვეყნები ვალდებულნი არიან უზრუნველყონ ელექტროენერგიის

მიწოდების უსაფრთხოება, სტაბილურობა და ელექტროენერგიის სამართლიანი ფასისა და

ხარისხის შენარჩუნება გარემოზე ნაკლები ზიანის მიყენებით. აგრეთვე აუცილებელი ზომები

უნდა ყოფილიყო მიღებული წევრი ქვეყნების მიერ, რათა ყველა ტიპის მომხმარებელს ჰქონოდა

ელექტროენერგიაზე ხელმისაწვდომობის საშუალება. მეორე მხრივ, განაწილებისა და გადაცემის

სეგმენტები შესაძლებელი იყო ყოფილიყო ერთი კომპანიის გამგებლობაში.

129

დისკრიმინაციისა და ჯვარედინი სუბსიდირების თავიდან ასაცილებლად

ვერტიკალურად ინტეგრირებული კომპანია ვალდებული იყო ეწარმოებინა საქმიანობების

ფინანსური აღრიცხვა ერთმანეთისგან დამოუკიდებლად. ამიტომ გადაცემისა და განაწილების

სისტემის ოპერატორები უნდა აკმაყოფილებდნენ შემდეგ კრიტერიუმებს:

ერთ კომპანიაში მყოფი გადაცემისა და განაწილების სისტემის ოპერატორები არ

შეიძლება ყოფილიყვნენ პირდაპირ ან არაპირდაპირ ერთობლივად ჩართულნი

ელექტროენერგიის ყოველდღიურ გადაცემა, განაწილებასა და მიწოდებაში;

გადაცემისა და განაწილების სისტემის ოპერატორებს უნდა შეესრულებინათ

საკუთარი საქმიანობები დამუკიდებლად, მიუხედავად იმისა, რომ ისინი

ვერტიკალურად ინტეგრირებული კომპანიაში იყვნენ გაერთიანებულნი;

გარდამავალ პერიოდში უნდა შექმნილიყო სხვადასხვა მექანიზმები

მარეგულირებლის მიერ, რომელებიც მონიტორინგს გაუწევდნენ განაწილებისა და

გადაცემის სისტემის ოპერატორების საქმიანობებს.

უკვე 2009 წელს მიღებული იქნა ენერგეტიკული დირექტივების მესამე პაკეტი, რომელიც

მიზნად ისახავს ევროკავშირის ენერგეტიკული სექტორის ლიბერალიზაციისა და

რესტრუქტურიზაციის პროცესის მიღწევების შენარჩუნებასა და გამომჟღავნებული

დაბრკოლებების გამოსწორებას. მესამე პაკეტის ფარგლებში გადაიხედა არსებული წესები და

შემუშავდა ახალი წესები, რომლებიც ხელს შეუწყობდა ევროკავშირის ერთიანი შიდა

ენერგეტიკული ბაზრის შექმნის პროცესის საბოლოო ეტაპზე გადასვლას. მესამე პაკეტი

ითვალისწინებს მომხმარებლების მიერ ელექტროენერგიის მიმწოდებლის (საცალო ვაჭრობა)

თავისუფალ შერჩევას, უფრო სამართლიან ფასებს ელექტროენერგიაზე, „მწვანე“

ელექტროენერგიის მიწოდებას და ენერგოუსაფრთხოების გაზრდას. ამ მიზნების მისაღწევად

ევროკავშირის წევრი ქვეყნები ვალდებულნი არიან:

მოახდინონ გენერაციისა და მიწოდების სეგმენტების გამოყოფა ქსელური

საქმიანობისგან – განაწილება და გადაცემა, როგორც ფინანსურად ასევე

იურიდიულად;

ხელი შეუწყონ ელექტროენერგიის ტრანსსაზღვრო ვაჭრობას და თანამშრომლობას

სხვა ქვეყნებთან;

გაზარდონ მარეგულირებელი ორგანოს ფუნქციები;

ხელი შეუწყონ ინვესტიციების მოზიდვას ენერგეტიკის სექტორში;

გაზარდონ ქსელური საქმიანობის გამჭვირვალობა;

ენერგეტიკული დირექტივების მეორე პაკეტისგან განსხვავებით, მესამე პაკეტის ერთ–

ერთი მთავრი მოთხოვნაა, რომ მოხდეს ქსელური საქმიანობის – განაწილებისა და გადაცემის

ერთმანეთისგან ფინანსურად, ასევე იურიდიულად გამოყოფა. ყოველივე ეს კი გულისხმობს, რომ

გადაცემის ქსელის მფლობელები და სისტემის ოპერატორები უნდა იყვნენ სხვადასხვა

დამოუკიდებელი და არა ვერტიკალურად ინტერგირებული კომპანიები. ასეთ შემთხვევაში

ვერტიკალურად ინტეგრირებულ კომპანია შესაძლებელია ფლობდეს როგორც განაწილების,

ასევე გადაცემის ხაზებს და აქტივებს, მაგრამ გადაცემის სისტემის დისპეტჩერიზაცია უნდა

მოხდეს სისტემის დამოუკიდებელი ოპერატორის მიერ. რაც შეეხება განაწილების სისტემის

ოპერატორს, მესამე დირექტივის მიხედვით შესაძლებელია, რომ ის იმყოფებოდეს

ვერტიკალურად ინტეგრირებულ კომპანიის ქვეშ. თუმცა, ამ შემთხვევაში სავალდებულოა, რომ

მოხდეს მისი ფინანსური ანგარიშსწორების დამოუკიდებლად წარმოება და სამართლებრივი

130

გამიჯვნა. ძირითადი განსხვავებები ენერგოდირექტივების მეორე და მესამე პაკეტებს შორის

მოცემულია ქვემოთ მოყვანილ ცხრილში 6.6.

ცხრილი 6.6. ენერგოდირექტივების მეორე და მესამე პაკეტებს შორის განსხვავებები

მეორე პაკეტი (2003 წელი) მესამე პაკეტი (2009 წელი)

ენერგეტიკის სფეროში

ახალი

ენერგეტიკული ობიექტების

მშენებლობის უფლების

მოპოვება

ავტორიზაცია, ტენდერი ავტორიზაცია

გადამცემი ქსელის

გამოყოფა

წარმოებისა და მიწოდების

სექტორებისგან

ფინანსური;

მმართველობითი;

იურიდიული;

მფლობელობითი;

დამოუკიდებელი სისტემის

ოპერატორი;

დამოუკიდებელი გადაცემის

ქსელის მფლობელი;

გამანაწილებელი ქსელის

გაყოფა წარმოებისა და

მიწოდების სექტორებისგან

ფინანსური;

მმართველობითი;

იურიდიული;

სავალდებულოა იურიდიული

გამოყოფა, როცა 100 000

მომხმარებელზე მეტი ჰყავს.

მარეგულირებელი ორგანო

დამოუკიდებელია ენერგო

ინდუსტრიული

სექტორისაგან

დამოუკიდებელია როგორც

ენერგო ინდუსტრიული

სექტორისაგან ისე

მთავრობისაგან

მესამე მხარის ქსელზე

დაშვება სავალდებულოა სავალდებულოა

6.5. მაგალითი 1: თურქეთის ელექტროენერგეტიკული ბაზარი

თურქეთის ელექტროენერგეტიკული სისტემის რესტრუქტურიზაცია დაიწყო 2001

წლიდან, როდესაც მიღებული იქნა კანონი ელექტროენერგეტიკული ბაზრის შესახებ. როგორც

ყველა ადრეულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე, თურქეთის ელექტროენერგეტიკულ ბაზარს

ახასიათებდა მონოპოლიური სტრუქტურა. სექტორის დერეგულირებამდე მოქმედებდა ერთი

კომპანია – თურქეთის ელექტროენერგეტიკული კომპანია, რომელიც იმყოფებოდა სახელმწიფო

საკუთრებაში და ფლობდა გენერაციის, გადაცემისა და განაწილების აქტივებს. პრივატიზაციის

შედეგად მოხდა აღნიშნული კომპანიის საქმიანობების გაყოფა და სხვადასხვა კომპანიებისთვის

გადაცემა. გენერაციის ნაწილი გადაეცა ელექტროენერგიის გენერაციის კომპანიას (EUAS),

გადაცემის ნაწილი – თურქეთის ელექტროენერგიის გადაცემის კომპანიას (TEIAS), ხოლო

განაწილების ნაწილი თურქეთის ელექტროენერგიის გამანაწილებელ კომპანიას (TEDAS). რაც

შეეხება თურქეთის ელექტროენერგიით ვაჭრობის და კონტრაქტების კომპანიას (TETAS), იგი

მონაწილეობას ღებულობს ელექტროენერგიით საბითუმო ვაჭრობაში. აღნიშნული კომპანიები

კვლავ სახელმწიფოს მფლობელობაშია, მაგრამ მათი საქმიანობების წილი აღნიშულ სეგმენტებში

დროთა განმავლობაში მცირდება კერძო სექტორის წილის ზრდის ხარჯზე. აგრეთვე თურქეთის

ენერგეტიკული სექტორის მთავარ სუბიექტებს წარმოადგენენ ენერგეტიკის და ბუნებრივი

რესურსების სამინისტრო და ენერგეტიკული ბაზრის მარეგულირებელი ორგანო (EMRA).

ენერგეტიკის სამინისტრო განსაზღვრავს თურქეთის ენერგეტიკული სექტორის გრძელვადიან

სტრატეგიას და განვითარების მიზნებს, ხოლო მარეგულირებელი ორგანო ახდენს

ენერგეტიკული ბაზრის მონიტორინგს და არეგულირებს ბაზრის მონაწილეებს შორის

131

ურთიერთქმედებს კანონების, რეგულაციების და დადგენილებების საშუალებებით.

აღსანიშნვავია, რომ თურქეთში უკვე მოქმედებს ელექტროენერგიის საბითუმო და საბალანსო

ბაზარი, რომელსაც ენერგეტიკული ბაზრის ფინანსური ანგარიშსწორების ცენტრი (PMUM) უწევს

ადმინისტრირებას. აღნიშნული სუბიექტი ამ ეტაპზე თურქეთის ელექტროენერგიის გადაცემის

კომპანიის მფლობელობაში, მაგრამ ფუნქციურად იგი წარმოადგენს დამოუკიდებელ ორგანოს.

ამ ეტაპზე, თურქეთის ენერგეტიკული ბაზარი შეიძლება დავახასიათოთ როგორც

კონკურენტულ ბაზართან დაახლოებული ბაზარი, თუმცა კვლავ არსებობს სხვადასხვა

დამაბრკოლებელი ფაქტორები, რომელიც ხელს უშლის თურქეთის ენერგეტიკულ სისტემაში

მაქსიმალური კონკურენციის არებობას, საიმედოობას და ეფექტიანად მუშაობას. 2011 წელს,

ენერგეტიკის და ბუნებრივი რესურსების სამინისტრომ მოამზადა ახალი კანონი ენერგეტიკის

სექტორის შესახებ, რომელიც თურქეთის ენერგეტიკულ სექტორში ლიბერალიზაციისა და

კონკურენციის გაზრდას შეუწყობს ხელს. აღნიშნული კანონით გათვალისწინებულია სექტორის

ფუნქციონალური და ინსტიტუციონალური რესტრუქტურიზაცია და ახალი ელემენტების

დამატება როგორიცაა ელექტროენერგიის დერივატივებისა და Intraday ბაზრის განვითარება.

დღეისათვის არსებული თურქეთის ელექტროენერგეტიკული სისტემის სტრუქტურა ნაჩვენებია

6.10. ნახაზზე.

ნახაზი 6.10. თურქეთის ელექტროენერგეტიკული სისტემის სტრუქტურა

6.6. მაგალითი 2: საქართველოს ელექტროენერგეტიკული სისტემა

ჰიდროენერგორესურსებს საქართველოში ბუნებრივ რესურსებს შორის პირველი ადგილი

უჭირავს. ამიტომაც, ელექტროენერგიის უდიდესი წილი (80-90%) ჰიდროელექტროსადგურების

მიერ არის გამომუშავებული. თუმცა, გარდა ჰიდროელექტროსადგურებისა საქართველოში სამი

თბოელექტროსადგურიც ფუნქციონირებს. „მტკვარი ენერგეტიკა“, რომლის დადგმული

სიმძლავრეა 300 მგვტ. 2003 წლიდან „ინტერ რაო“ („რუსეთის ერთიანი ენერგოსისტემის“

შვილობილი კომპანია) საკუთრებაშია. „თბილსრესი“, რომლის დადგმული სიმძლავრეც 272 მგვტ.

2010 წლიდან შპს „საერთაშორისო ენერგეტიკულ კორპორაციას“ საკუთრებაშია. აირტურბინული

132

ელექტროსადგური "ჯი ფაუერი" შპს „ჯი ფაუერმა“ 2010 წლის დეკემბერში შეიძინა კომპანიისგან

„ენერჯი ინვესტი“. ამ ეტაპზე ელექტროსადგურის ნომინალური სიმძლავრე 110 მეგავატია.

ჰიდროელექტროსადგურების უმეტესობა კერძო საკუთრებაშია. დღეისათვის

საქართველოს ელექტროსისტემაში 20 დიდი და 37 მცირე სიმძლავრის ჰიდროელექტრო-

სადგური ფუნქციონირებს. დიდი ჰესებიდან ოთხი სახელმწიფოს (მათ შორის უდიდესი

ენგურჰესი), რვა „ენერგო-პრო ჯორჯია“-ს, ორი „ინტერ-რაოს“ და დანარჩენი სხვა კერძო

მფლობელების საკუთრებაშია. ქვეყნის ტერიტორიის უდიდეს ნაწილზე გადაცემას სახელმწიფო

კომპანია აწარმოებს, რომლის მენეჯმენტიც გენერაციისა და მიწოდების სექტორისაგან

დამოუკიდებლად ხორციელდება. დისტრიბუციის სექტორში სამი კომპანია ფუნქციონირებს,

რომლებიც ქვეყნის სხვადასხვა რეგიონს ამარაგებენ ელექტროენერგიით. მიწოდების სექტორის

ფუნქციები სადისტრიბუციო კომპანიებს აქვთ შეთავსებული. ამასთან სადისტრიბუციო კომპანია

„ენერგო-პრო ჯორჯია“ გარდა დისტრიბუციისა, გენერაციის ობიექტებსაც ფლობს. სწორედ

ამიტომ ის ვერტიკალურად ინტეგრირებულ კომპანიას წარმოადგენს. საქართველოში შედარებით

კონკურენტული გარემო მხოლოდ ელექტროენერგიის წარმოების სექტორშია, გადაცემისა და

განაწილების კომპანიები კი ბუნებრივ მონოპოლიებს წარმოადგენენ. ჰორიზონტალური დაყოფის

თვალსაზრისით საქართველოს ენერგოსისტემას აქვს შემდეგი სახე, რომელიც ნაჩვენებია 6.11

ნახაზზე.

როგორც ვხედავთ, საქართველოს ელექტროენერგეტიკული სისტემა დაყოფილია

ნაწილობრივ ვერტიკალურად ინტეგრირებულ რამდენიმე სეგმენტად. გენერაციის ნაწილში

გვხდება როგორც სახელმწიფო, ასევე კერძო საკუთრებაში არესებული ელექტროსადგურები.

აგრეთვე ელექტროენერგიის სადისტრიბუციო კომპანიები, ენერგო–პრო და თელასი ფლობენ

სხვადასხვა გენერაციის ობოექტებს. გადაცემის ნაწილი ძირითადად სახელმწიფოს

საკუთრებაშია, ხოლო განაწილება–მიწოდების ნაწილში მოქმედებს სამი გამანაწილებელი

კომპანია, რომლებიც გამანაწილებელ საქმიანობასთან ერთად მიწოდების საქმიანობასაც

ახორციელებენ. ამ ეტაპზე დამოუკიდებელი მიმწოდებლები პრაქტიკულად არ მონაწილეობენ

ბაზარზე. რაც შეეხება ელექტროენერგიით ვაჭრობას, მისი უდიდესი ნაწილი ორმხრივი

ხელშეკრულებებით (75-85%), ხოლო დანარჩენი საბალანსო ბაზარზე იყიდება.

დღეისათვის საქართველოს ელექტროენერგეტიკული სისტემა განსხვავებულია

საერთაშორისო და ევროპული ენერგეტიკული ბაზრის მოდელებისგან. იქიდან გამომდინარე,

რომ საქართველოს ელექტროსისტემა გადის განვითარების მნიშვნელოვან ეტაპს, სახელმწიფო

ინვესტიციების მოზიდვის მიზნით ინვესტორებთან დებს ხელშეკრულებებს, რომლის

ფარგლებში გენერაციის ობიექტებისთვის ხდება გრძელვადიან ტარიფებზე შეთანხმება. მეორე

მხრივ, ინვესტორები ხშირად ითხოვენ ორ სხვადასხვა საქმიანობისათვის უფლების მინიჭებას

(მაგალითად, განაწილება და გენერაცია) ფინანსური რისკების შემცირების მიზნით. რა თქმა

უნდა, ყოველივე ეს აფერხებს საქართველოს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ლიბერალიზაციის

პროცესს. ამიტომ, საქართველოს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის შემდგომი ლიბერალიზაცია

და ევროპის ენერგეტიკულ კანონმდებლობასთან შესაბამისობის დამყარება გარკვეული

სირთულეების გადალახვასა და ქვეყანაში მოქმედი სპეციფიური ფაქტორების გათვალისწინებას

მოითხოვს.

133

ნახაზი 6.11. საქართველოს ელექტროენერგეტიკული სისტემის სტრუქტურა

მიუხედავად ამისა, ელექტროენერგეტიკული სექტორის დერეგულირება, კონკურენციის

განვითარება და ლიბერალიზაცია ეტაპობრივად ხორციელდება საქართველოს პარლამენტის

მიერ დამტკიცებული „საქართველოს ენერგეტიკულ სექტორში სახელმწიფო პოლიტიკის

ძირითადი მიმართულებების“ დოკუმენტის შესაბამისად. სემეკის ინფორმაციით (2011 წელი),

საბაზრო წილები ელექტროენერგიის სამი უმსხვილესი მწარმოებლისათვის შპს

„ენგურჰესისთვის“ – 32,6%-ს; შპს „მტკვარი ენერგეტიკისთვის“ – 13%-ს; შპს „ვარდნილჰესების

კასკადისთვის“ – 5,8%-ს შეადგენდა. ამავე კომპანიებისათვის ჰერფინდალ-ჰირშმანის ინდექს კი

HHI = 1265,4 იყო. აქედან გამომდინარე გენერაციაში საქართველოს ენერგობაზარი შეიძლება

შევაფასოთ, როგორც ზომიერად კონცენტრირებული ბაზარი. რაც შეეხება საქართველოს

ელექტროენერგიის განაწილების ბაზარს, იგი მაღალკონცენტრირებულია (HHI = 2378,5) და

მნიშვნელოვანი საბაზრო წილი (42,6%) სს „ენერგოპრო ჯორჯიას“ უჭირავს. აღსანიშნვავია ის

ფაქტიც, რომ დღეისათვის საქართველოში ენერგოკომპანიებს აქვთ უფლება ფლობდენენ

ელექტროენერგიის წარმოების ან განაწილების მთლიანი მოცულობის მაქსიმუმ 70%–ს. აგრეთვე

დაწესებულია შეზღუდვები პირდაპირი მომხმარებლებისთვის. „საქართველოს ენერგეტიკულ

სექტორში სახელმწიფო პოლიტიკის ძირითადი მიმართულებების“ თანახმად, პირდაპირი

მომხმარებლის სტატუსს იღებენ მხოლოდ ის ორგანიზაციები, რომლებიც წლიურად 2010-2012

წლებში მოიხმარენ არანაკლებ 7 მლნ.კვტ.სთ ელექტროენერგიას. 2017 წელს საქართველოში

ელექტროენერგიის შესყიდვა ნებისმიერი გამყიდველისაგან შეეძლება ყველა მომხმარებელს, ანუ

აღნიშნული ზღვარი 2017 წლამდე 1 კვტ.სთ-მდე დავა. ელექტროენერგიის გადაცემისა და

განაწილების ლიცენზიატები ვალდებული არიან, უზრუნველყონ ელექტროენერგიის

მყიდველისათვის ელექტროენერგიის გატარება. აგრეთვე, მცირე ჰიდროელექტროსადგურებს

უფლება აქვთ, ელექტროენერგია მიყიდონ საცალო მომხმარებლებს44. საქართველოში ელექტრო-

44 საქართველოს ენერგეტიკისა და წყალმომარეგების მარეგულირებელი კომისია, 2011 წლის ანგარიში

საქრუსენერგო

134

ენერგეტიკული ბაზრის ლიბერალიზაციის (გახსნის) დონეები წლების მიხედვით ასე

ვითარდებოდა:

ნახაზი 6.12. ბაზრის გახსნის მაჩვენებლები

საქართველოს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მონაწილეების ფუნქცია–მოვალეობები

შემდეგნაირად არის გადანაწილებული:

საქართველოს ენერგეტიკის სექტორში მოქმედ მთავარ სუბიექტს საქართველოს

ენერგეტიკისა და ბუნებრივი რესურსების სამინისტრო წარმოადგენს. სამინისტროს ძირითადი

ფუნქციებია45:

დარგის განვითარების მოკლე, საშუალო და გრძელვადიანი სტრატეგიისა და

პრიორიტეტების შემუშავება;

ენერგეტიკაში ინვესტიციების მოზიდვის ხელშეწყობა;

ენერგეტიკის დარგში პრივატიზაციის პროცესის ოპტიმალური წარმართვა;

დარგის საკანონმდებლო და ნორმატიული ბაზის შექმნა;

ელექტროენერგიისა და ბუნებრივი გაზის წარმოების, გადაცემისა,

დისპეტჩერიზაციის, განაწილების, იმპორტის, ექსპორტისა და მოხმარების

კოორდინაცია;

სამეცნიერო-კვლევითი და საგანმანათლებლო პროგრამების ხელშეწყობა ენერგეტიკის

დარგში;

ენერგეტიკის დარგის უსაფრთხოების უზრუნველყოფის სტრატეგიის განსაზღვრა;

ენერგორესურსების მოპოვების გაფართოების, განახლებადი ენერგორესურსების

ათვისებისა და ენერგოეფექტური ტექნოლოგიების დანერგვის ხელშეწყობა.

საქართველოში ფუნქციონირებს ელექტროენერგიის გადაცემის ორი კომპანია შპს

„საქართველოს სახელმწიფო ელექტროსისტემა“ (GSE) და სააქციო საზოგადოება "საქრუსენერგო".

ს.ს. „საქართველოს სახელმწიფო ელექტროსისტემა“ (სსე) შეიქმნა 2002 წელს ს.ს.

„ელექტროგადაცემისა“ და შპს „ელექტროდისპეტჩერიზაცია-2000“-ის შერწყმის შედეგად. მისი

დამფუძნებელი პარტნიორი არის სახელმწიფო, რომლის უფლებამოსილებებს ახორციელებს

45 www.menr.gov.ge

25

.6 3

0.3

28

.5

31

24

.6

24

.9

26

.3

22

.3

24

.5

17

.4

0

5

10

15

20

25

30

35

2007 2008 2009 2010 2011

%

საპროგნოზო ფაქტიური

135

საჯარო სამართლის იურიდიული პირი – „საწარმოთა მართვის სააგენტო“, ხოლო წილების

პრივატიზებასა და განკარგვის უფლებამოსილებას საქართველოს ეკონომიკური განვითარების

სამინისტრო. საქართველოს სახელმწიფო ელექტროსისტემა საქმიანობას შემდეგი

მიმართულებებით ახორციელებს46:

საქართველოს მთელ ტერიტორიაზე ელექტროენერგიის გადაცემის (ტრანსპორტირება,

ტრანზიტი) უზრუნველყოფა (35/110/220/500 კილოვოლტი);

ელექტროენერგიის დისპეტჩერიზაცია (ის პასუხისმგებელია საქართველოს

ენერგოსისტემის ოპერატიულ მართვაზე, 500-220-110-35 კილოვოლტიანი გადამცემი

ობიექტების გამართულ მუშაობასა და ენერგოსისტემის მდგრადობაზე. ცენტრალური

სადისპეტჩერო უზრუნველყოფს ენერგოსისტემის, როგორც ერთიანი ობიექტის მუშაობას,

როგორც ნორმალურ, ისე ავარიულ რეჟიმში).

ს.ს. გაერთიანებული ენერგეტიკული სისტემა „საქრუსენერგო47“ 1996 წლის 27 მაისს,

საქართველოს მთავრობის და "რუსეთის ერთიანი ენერგეტიკული სისტემის" მიერ ჩამოყალიბდა.

სააქციო საზოგადოების საწესდებო კაპიტალი დამფუძნებლებს შორის ნაწილდება 50%-50%.

„საქრუსენერგოს“ უმთავრესი ამოცანაა ყველა მეზობელ ენერგოსისტემასთან პარალელურ

რეჟიმში მუშაობა. მისი ძირითადი ფუნქციაა შიდა სასისტემო 500 კვ-იანი ელექტროგადამცემი

ხაზების მეშვეობით ელექტროენერგიის გადაცემა და მეზობელ ქვეყნებთან დამაკავშირებელი

ხაზების ტექნიკური მომსახურება.

საქმიანობის სფერო:

220, 330, 500 კვ. ძაბვის ელექტროგადამცემი ხაზების ექსპლუატაცია, რეკონსტრუქცია და

რემონტი;

ელექტროგადამცემი ხაზების პროექტირება, მშენებლობა, მონტაჟი;

ენერგეტიკული ობიექტების პროექტირება, მშენებლობა, მონტაჟი;

სხვა ობიექტების პროექტირება, მშენებლობა, მონტაჟი.

შპს „ენერგოტრანსი“ არის საქართველოს სახელმწიფო ელექტროსისტემის პარტნიორი

შვილობილი კომპანია, რომელიც შეიქმნა 2002 წელს. იგი 100%-იან სახელმწიფო საკუთრებაშია

და აქვს გადაცემის საქმიანობის წინასწარი ლიცენზია.

საქართველოში ელექტროენერგიის განაწილებას ახორციელებენ „ენერგო-პრო ჯორჯია“,

„თელასი“ და „კახეთის ენერგოდისტრიბუცია“48.

ს.ს. „ენერგო-პრო ჯორჯია“ საქართველოს ენერგობაზარზე ერთ-ერთი ყველაზე დიდი

გამანაწილებელი კომპანიაა, რომელიც ქ. თბილისისა და კახეთის გარდა საქართველოს მთელს

ტერიტოროაზე მაღალი (110 კვ.), საშუალო (35-10 კვ.) და დაბალი (6-0.4 კვ.) ძაბვის ქსელს

ფლობს49. გარდა განაწილების ქსელისა, კომპანია რვა ჰიდროელექტროსადგურს ფლობს

საქართველოს ტერიტორიაზე, რომელთა ჯამური დადგმული სიმძლავრე 414 მგვტ.-ზე მეტია.

კომპანიის საქმიანობის ძირითადი სახეებია:

ელექტროენერგიის განაწილება

ელექტროენერგიის წარმოება

46 www.gse.com.ge 47 www.srenergo.ge 48 www.menr.gov.ge 49 www.energo-pro.ge

136

ამასთან ერთად, კომპანია ახორციელებს ელექტროენერგიის ტრანზიტის მომსახურებას

და აბონენტთა ტექნიკურ მომსახურებას; მომხმარებელთა მომსახურება და ელექტრული

ქსელების ექსპლუატაცია ხორციელდება აბონენტთა მომსახურების 7 რეგიონული ფილიალის და

55 სერვის-ცენტრის მეშვეობით. ენერგო-პრო ჯორჯია წელიწადში დაახლოებით 2.150 მილიარდი

კვტ.სთ. ელექტროენერგიით ამარაგებს 850 000 აბონენტს. კომპანიის მიერ ელექტროენერგიის

გაყიდვები უტოლდება ქვეყანაში ელექტროენერგიის საერთო მოხმარების 40%-ს;

ს.ს. „თელასი“ საქართველოს ენერგობაზარზე ერთ-ერთი ყველაზე დიდი გამანაწილებელი

კომპანიაა, რომელიც ქ. თბილისისა და მის მიმდებარე ტერიტორიებზე მაღალი (110 კვ.), საშუალო

(35-10 კვ.) და დაბალი (6-0.4 კვ.) ძაბვის ქსელს ფლობს50.

კომპანიის საქმიანობის ძირითადი სახეა:

ელექტროენერგიის განაწილება;

ელექტროენერგიის ტრანზიტი;

აბონენტთა ტექნიკურ მომსახურება;

ბილინგისა და გადახდების შეგროვების მომსახურება გარეშე სერვისული

ორგანიზაციებისთვის.

ს.ს. „თელასი“ წელიწადში დაახლოებით 2 მილიარდი კვტ.სთ. ელექტროენერგიით

ამარაგებს 416 500 აბონენტს. კომპანიის მუშაობის ძირითადი მიმართულებებია:

ენერგომომარაგების საიმედოობა, მომხმარებელთა მომსახურების გაუმჯობესება, ახალ

ტექნოლოგიათა დანერგვა და ქსელის სრული მოდერნიზაცია.

ს.ს. „კახეთის ენერგოდისტრიბუცია51“ კახეთის რეგიონში ერთადერთი გამანაწილებელი

კომპანიაა, რომელიც 2003 წლის 15 აპრილს ს.ს. ,,სინათლე"-ს ბაზაზე შეიქმნა. კომპანიის

საქმიანობის ძირითადი სახეა ელექტროენერგიის განაწილება. მომხმარებელთა მომსახურება და

ფულადი სახსრების შეგროვება ხორციელდება ს.ს. ,,კახეთის ენერგოდისტრიბუციის" 8 სერვის-

ცენტრში, რომლებიც განთავსებულია კახეთის რეგიონის ყველა ადმინისტრაციულ რაიონში. ს.ს.

,,კახეთის ენერგოდისტრიბუცია" ემსახურება 117 058 აბონენტს. მისი საშუალო წლიური

მოხმარება დაახლოებით 200 მლნ. კვტ.სთ.-ია.

ს.ს. „კახეთის ენერგოდისტრიბუციის“ გამანაწილებელი ქსელი მოიცავს:

10-6 კვ. ეგხ - 4 990 კმ.

0.4 კვ. ეგხ - 11 359 კმ.

10 კვ. ფიდერი - 192;

10-6/0.4 ქვესადგურები -1669 სატრანსფორმატორო პუნქტი;

2009 წლის 1 იანვრიდან მისი აქციონერია ლიტვური კომპანია „ახემა ჯგუფი“. დღეისათვის

კახეთის ენერგოდისტრიბუცია გაკოტრების რეჟიმში იმყოფება.

ელექტროენერგეტიკული სექტორის კომერციულმა ოპერატორმა (ესკო52) ფუნქციონირება

2006 წლის 1 სექტემბრიდან დაიწყო. ის ,,ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის' შესახებ“

კანონში 2006 წლის 9 ივლისს შეტანილი ცვლილებების საფუძველზე 2006 წლის 7 აგვისტოს

დაარსდა. სისტემის კომერციული ოპერატორის ფუნქციებია:

50 www.telasi.ge 51 www.menr.gov.ge 52 www.esco.ge

137

1. საბალანსო ელექტროენერგიის (სიმძლავრის) ყიდვა-გაყიდვა (მათ შორის, იმპორტსა და

ექსპორტზე საშუალო და გრძელვადიანი ხელშეკრულებების გაფორმების გზით).

2. გარანტირებული სიმძლავრით ვაჭრობა;

3. საბითუმო ყიდვა-გაყიდვის შესახებ ერთიანი ბაზის, მათ შორის, აღრიცხვიანობის

ერთიანი რეესტრის შექმნა და წარმოება;

4. დისპეტჩერიზაციის ლიცენზიატისა და კვალიფიციური საწარმოების მიერ მიწოდებული,

შესაბამისი ინფორმაციის სათანადოდ დამუშავების (ანალიზის) საფუძველზე,

ელექტროენერგიის გამყიდველების, მყიდველების, მათ მიერ გაყიდული და შესყიდული

ან/და მიღებული (მოხმარებული) ელექტროენერგიის ფაქტობრივი რაოდენობების

(მოცულობების) განსაზღვრა და საბოლოო ანგარიშსწორებისათვის ინფორმაციის

წარდგენა;

5. ელექტროენერგიის დისპეტჩერიზაციის ლიცენზიატის მიერ საქართველოს მეზობელი

ელექტროენერგეტიკული სისტემების შესაბამის საწარმოებთან გაფორმებული

პარალელურ რეჟიმში მუშაობის ხელშეკრულებების წინასწარი შეთანხმება და მისი

სათანადოდ შესრულების მიზნით მონიტორინგი და კანონმდებლობით

გათვალისწინებული სხვა უფლებამოსილების განხორციელება;

6. საბითუმო აღრიცხვაში გამოყენებული მრიცხველების ინსპექტირება;

7. გადაცემის ქსელში ზენორმატიული დანაკარგის შემთხვევაში, დაინტერესებული მხარის

მოთხოვნის საფუძველზე განსაზღვროს შესაბამისი კვალიფიციური საწარმოს მიერ

ზენორმატიული დანაკარგის შედეგად შესყიდული ელექტროენერგიის მოცულობა და

ღირებულება;

8. ახალი ელექტროსადგურების მშენებლობის ხელშეწყობა.

138


1. Daniel S. Kirschen and Goran Strbac, “Fundamentals of Power System Economics”, 2004, John

Wiley & Sons, Ltd

2. Steven Stoft, “Power System Economics”, 2002

3. Geoffrey Rothwell, Tomas Gomez,. “Electricity Economics”, 2000

4. Fereidoon P. Sioshansi. “Competitive Electricity Markets: Performance, Design, Implementation,

Performance”, 2009, Elsevier;

5. ნ. სამსონია, დ. ჩომახიძე, მ. გუდიაშვილი, „სათბობ–ენერგეტიკული კომპლექსის

საწარმოთა ეკონომიკა“, საქართველოს ტექნიკური უნივერსიტეტი, 2003 წ.

6. საქართველოს ენერგეტიკისა და ბუნებრივი რესურსების სამინისტროს ოფიციალური ვებ–

გვერდი, www.menr.gov.ge

139

7. ელექტროენერგეტიკული ბაზრები და სავაჭრო მექანიზმები


წინამდებარე თავის მიზანია ელექტროენერგიით ვაჭრობის სხვადასხვა საშუალებების და

სავაჭრო მექანიზმების მიმოხილვა. თავში განხილული იქნება ძირითადი სახელშეკრულებო

ჩარჩო, ბაზრის მონაწილეთა ვალდებულებები და ელექტროენერგიით ვაჭრობის ფიზიკური და

ფინანსური მხარეები. ყურადღება გამახვილებული იქნება სხვადასხვა ტიპის ენერგეტიკული

ბაზრის მუშაობის სტრუქტურასა და ფუქციონირების ეკონომიკურ პრინციპებზე. ამავდროულად

განხილული იქნება ელექტროენერგიის სავაჭრო გარიგებების სხვა ფინანსური ასპექტები,

რომლებიც დამახასიათებელია კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული ბაზრებისათვის.

7. 1. შესავალი

უკანასკნელ წლებში მიმდინარე ელექტროენერგეტიკული სექტორის

რესტრუქტურიზაციის პროცესს თან ერთვოდა სხვადასხვა ფორმის ელექტროენერგეტიკული

ბაზრებისა და სავაჭრო მექანიზმების ჩამოყალიბება. მთავარი მოტივაცია ასეთი სავაჭრო

მექანიზმების განვითარებისა იყო ელექტროენერგიით ეფექტიანად ვაჭრობა, მომხმარებლებისა

და მიმწოდებლების ინტერესების დაცვა და, რაც მთავარია, ენერგეტიკული სისტემის

საიმედოობის გაზრდა. მრავალი ეკონომისტი ამტკიცებდა, რომ ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

მონოპოლიური მოდელის დროს არ ხდებოდა ელექტროენერგეტიკული სექტორის ეფექტიანი

ფუნქციონირება და საჭირო ინვესტიციების განხორციელების წახალისება. ასევე მაღალი იყო

სისტემური დანახარჯები, რომელიც მომხმარებლის მიერ ფინანსდებოდა შესყიდულ

ელექტროენერგიაზე მაღალი ფასების გადახდით. მეორე მხრივ, მომხმარებლებს არ ჰქონდათ

საშუალება აერჩიათ ელექტროენერგიის მიწოდების წყაროები, რადგან ბაზარზე არსებობდა

მხოლოდ ერთი ვერტიკალურად ინტეგრირებული კომპანია. ელექტროენერგიის ფასები უფრო

ენერგეტიკული კომპანიის წარმოების საშუალო დანახარჯებს ასახავდა, ვიდრე ზღვრულ

დანახარჯებს, ხოლო მთლიანად ენერგეტიკული სექტორი ტექნიკური კუთხით ცდილობა

მიეღწია წარმოების მაქსიმალურ დონეს, მაგრამ ფუნქციონირების მხრივ ცდილობდა

შეენარჩუნებინა ელექტროენერგიის მიწოდების უსაფრთხობება ნებისმიერi დანახარჯის დონით.

მიუხედავად იმისა, რომ ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაცია სხვადასხვა

ქვეყნებში განსახვავებული ფორმებით ხორციელდებოდა, კონკურენტული ელექტრო-

ენერგეტიკული ბაზრის ჩამოყალიბებამ ხელი შეუწყო ელექტროენერგიაზე ფასების შემცირებას

და მომხმარებლებისთვის ალტერნატივების გაზრდას აერჩიათ ელექტროენერგიის

მიმწოდებლები. ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მონოპოლიური მოდელისგან განსხვავებით,

სადაც ელექტროენერგია აღიქმებოდა როგორც საზოგადოებრივი საქონელი, კონკურენტულ

ბაზარზე ელექტროენერგია განიხილება როგორც ერთ–ერთი ეკონომიკური საქონელი, რომელზეც

მომხმარებლის მხრიდან არსებობს მოთხოვნა, ხოლო მწარმოებლების მხრიდან – მიწოდება.

მრავალი ეკონომისტის რეკომენდაციებით ელექტროენერგეტიკულ სექტორში რეფორმები

საჭირო იყო, რადგან სექტორის მონოპოლიური მოდელის დროს:

არ ხდებოდა ენერგეტიკული სექტორის ეფექტიანად ფუნქციონირების სტიმულირება;

ხდებოდა არასაჭირო ინვესტიციების განხორციელება;

140

ენერგეტიკულ სექტორში მომხდარი შეცდომების ხარჯების ანაზღაურება ხდებოდა

მომხმარებლების მიერ;

სახელმწიფო ადვილად ერეოდა ენერგეტიკული სექტორის ფუნქციონირებაში.

მიუხედავად აღნიშნული პრობლემებისა, ენერგეტიკული სექტორის

რესტრუქტურიზაციის მოწინააღმდეგეები ამტკიცებდნენ, რომ ენერგეტიკული სექტორის

ფუნქციონირებისათვის საჭირო იყო:

სახელმწიფოს შეენარჩუნებინა კონტროლი ქვეყნის სტრატეგიულ

ინფრასტრუქტურზე;

ინვესტიციების განხორციელების დაგეგმვა ცენტრალიზებულად, რათა მომხდარიყო

დამატებითი სათანადო ენერგეტიკული სიმძლავრეების საჭიროების განსაზღვრა;

სხვადასხვა ტიპის ენერგეტიკული საწარმოების შენარჩუნება;

მაღალი კაპიტალური დანახარჯების მქონე ენერგეტიკული საწარმოების

დაფინანსების შესაძლებლობა;

ენერგეტიკული სისტემის უსაფრთხოების უზრუნველსაყოფად პასუხისმგებლობის

აღება ცენტრალიზებული ფორმით.

ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაციის მოწინააღმდეგები

ამტკიცებდნენ, რომ ეს ფაქტორები უფრო მნიშვნელოვანი იყო ვიდრე ყველა ის სარგებელი, რაც

სექტორში კონკურენციის შემოტანას შეიძლება მოეტანა, როგორც ენერგეტიკული ბაზრის

მონაწილეებისათვის, ასევე საზოგადოებისათვის. მიუხედავად ასეთი საფრთხეების არსებობისა,

ენერგეტიკულ სექტორში მაინც განხორციელდა რესტრუქტურიზაცია, რომლის წარმატებით

განსახორციელებლად სხვა ფაქტორებთან ერთად გამოიყენებოდა შემდეგი ფაქტორები:

ახალი ელექტროენერგეტიკული სექტორის სტრუქტურა ხელს უნდა უწყობდეს

ბაზარზე კონკურენციას;

სხვადასხვა დამოუკიდებელი კომპანიების არსებობა კონკურენციის

განსავითარებლად სექტორში;

სხვადასხვა მექანიზმების შემუშავება მარეგულირებელი ორგანოს მიერ, რითაც

მოხდებოდა გადაცემა–განაწილების საქმიანობისათვის გაწეული დანახარჯების

ეფექტიანი ამოღება;

სხვადასხვა სავაჭრო მექანიზმების შემოღება;

ენერგეტიკული უსაფრთოების შენარჩუნება;

ენერგეტიკული სისტემის ოპერატორის მიერ სისტემის დაბალანსება და საიმედოობის

შენაჩუნება;

ოპტიმალური და საჭირო ინვესტიციების განხორციელება.

აღნიშნულ ფაქტორებთან ერთად, აუცილებელი იყო ელექტროენერგიით ვაჭრობის

სხვადასხვა ფორმების ჩამოყალიბება, რადგან ხშირ შემთხვევაში შეთანხმებებით განსაზღვრული

ელექტროენერგიის რაოდენობა აღემატებოდა ელექტროენერგიის აქტუალურ რაოდენობას.

აგრეთვე ელექტროენერგეტიკულ სისტემაში ნებისმიერი ერთი ელემენტის მუშაობის შეფერხებას,

როგორიცაა ელექტროსადგური, გადამცემი და გამანაწილებელი ხაზები და სამომხმარებლო

მოთხოვნა, შეიძლება გამოიწვია მთელი ელექტროენერგეტიკული სისტემის ჩამოშლა და გათიშვა.

რადგან ელექტროენერგია არის ისეთი საქონელი, რომლის შენახვა გრძელვადიან პერიოდში ვერ

ხერხდება და მისი წარმოება ხდება მოთხოვნის შესაბამისად, ელექტროენერგეტიკული სექტორის

რესტრუქტურიზაციის პროცესში ჩამოყალიბდა ელექტროენერგიის სხვადასხვა სავაჭრო

141

მექანიზმები, როგორიცაა გრძელვადიანი ორმხრივი ხელშეკრულებები, სპოტური, ფორვარდული

და დამხმარე სერვისების ბაზრები, რომლებიც ეხმარება ბაზრის მონაწილეებს უფრო ეფექტიანად

მოახდინონ ერთმანეთში შეთანხმებები და აგრეთვე უზრუნველყოფს ელექტროენერგეტიკული

სისტემის დანახარჯების შემცირებას და საიმედოობის გაზრდას.

7.2. ელექტროენერგიით ვაჭრობა კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე

ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე კონკურენციის გაზრდა და რესტრუქტურიზაცია

გულისხმობს არა მარტო გენერაციის, განაწილების, გადაცემის და მიწოდების საქმიანობების

ერთმანეთისგან გამოყოფას, არამედ სხვა დამატებითი ინსტიტუციონალური ერთეულების

ჩამოყალიბებას, როგორიცა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ოპერატორი, გადაცემის სისტემის

ოპერატორი და ბაზრის საკლირინგო დაწესებულება. აღნიშნული ორგანიზაციები მნიშვნელოვან

როლს ასრულებენ ნებისმიერი ქვეყნის ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ეფექტიანად

ფუნქციონირებაში. სექტორის რესტრუქტურიზაციამ ხელი შეუწყო ენერგეტიკის სექტორში

ისეთი ბიზნეს პროცესების დანარგვას, რომელმაც გამოიწვია ელექტროენერგიის ფიზიკური

ვაჭრობისთვის ფინანსურ ვაჭრობის მახასიათებლების დამატება. მიუხედავად ამისა,

ელექტროენერგეტიკული სექტორის ფიზიკური ასპექტები კვლავ მნიშვნელოვან კომპონენტს

წარმოადგენს ელექტროენერგეტიკული სისტემის ფუნქციორებაში. იმის გათვალისწინებით, რომ

ელექტროენერგიით მოვაჭრეებისთვის სისტემის ფიზიკური ასპექტები არ არის მათ სავაჭრო

სტრატეგიებში მნიშვნელოვანი განმსაზღვრელი, სისტემის ოპერატორი ვალდებულია

უზრუნველყოს ელექტროენერგიის მიწოდებასა და მოთხოვნას შორის ბალანსი და მოახდინოს

სისტემის ეფექტიანი მართვა საიმედოობის შესანარჩუნებლად. ამ ორი განსხვავებული ფუნქციისა

და ინტერესის განსაზღვრით საჭირო გახდა გამჭვირვალე და ბაზრის ყველა მონაწილისათვის

ხელმისაწვდომი სავაჭრო მექანიზმების განვითარება, რაც უზრუნველყოფდა დეტალური

ინფორმაციის გაცვლას ბაზრის მონაწილეებში.

სანამ კონკრეტულად განვსაზღვრავთ კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე

სხვადასხვა სავაჭრო მექანიზმებს, საჭიროა განვმარტოთ ის ძირითადი პრინციპები, რომლებიც

ელექტროენერგიით ვაჭრობის დროს მოქმედებს ბაზარზე. როგორც ყველა ეკონომიკური

საქონელი, ელექტროენერგიით ვაჭრობისას ყურადღება ექცევა მის ხარისხს, რაოდენობას და

ფასს. მაგრამ ამასთან ერთად გასათვალისწინებელია სამი მნიშვნელოვანი ფაქტორი, როგორიცაა:

ელექტროენერგის მიწოდების პერიოდი;

ფინანსური ანგარიშწორების ფორმა;

სხვა ნებისმიერი სიტუაცია, რომელმაც შეიძლება ზემოქმედება იქონიოს გარიგებაზე.

აქედან გამომდინარე, თუ როგორი ფორმით ხდება ელექტროენერგიის მყიდველსა და

გამყიდველს შორის შეთანხმებებისა და გარიგებების დადება განისაზღვრება იმ კონკრეტული

ენერგეტიკული ბაზრის ტიპით, სადაც ისინი ღებულობენ მონაწილეობას. დღეისათვის

ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე ვაჭრობა ხდება ყოველდღიურად. ასეთი ბაზრები ასრულებენ

მნიშვნელოვან ფუნქციებს, რომლებიც ბაზრის მონაწილეებს უადვილებს ერთმანეთში

ურთიერთქმედებას. ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ასეთი ფუნქციებია:

ელექტროენერგიაზე ბაზრის წონასწორული ფასის და რაოდენობის დადგენა;

წარმოების ხელმისაწვდომობის უზრუნველყოფა;

გადამცემი ქსელის შეზღუდვების დადგენა და გათვალისწინება;

142

ვაჭრობაში ელექტროენერგიის მოთხოვნის მხარის მონაწილება;

ელექტროენერგეტიკული სისტემის ბალანსირება;

ფინანსური ანგარიშწორების მიზნით მონაცემების შეგროვება;

ბაზრის მონაწილეების გადასახადების გამოანგარიშება.

რაც შეეხება ბაზრებზე ელექტროენერგიის ფასს, იგი ზღვრული ფასწარმოქმნის

საფუძველზე ხდება. ელექტროენერგიის ფასები შეიძლება განისაზღვროს ექს–ანტე და ექს–პოსტ

რეჟიმში. აღნიშნული პრაქტიკიდან გადახვევა შეიძლება მოხდეს სისტემაში გარკვეული

შეზღუდვების არსებობის დროს, როდესაც ელექტროენერგიის წარმოების ან მოხმარების ფასი მის

ზღვრულ ფასზე მაღალია. ძირითად შემთხვევაში ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე გამოიყენება

ზღვრული ფასწარმოქმნის პრინციპი, რომლის დროსაც ხდება მყიდველების მიერ მოთხოვნილ

ელექტროენერგიაზე მაღალი ფასისა და მისაწოდებელ ელექტროენერგიაზე ყველაზე დაბალი

ფასის შერჩევა. ელექტროენერგიის მყიდველებისა და გამყიდველების მიერ წარმოდგენილი

განაცხადებით ხდება ბაზრის წონასწორული ფასის დადგენა, რომელიც ელექტროენერგიის

წარმოების შემთხვევაში წარმოადგენს წარმოების ზღვრულ დანახარჯს დამატებით წარმოებულ

ელექტროენერგიაზე. ზღვრული ფასწარმოქმნის პრინციპის გამოყენება მნიშვნელოვანია

ელექტროენერგიით ვაჭრობაში, რადგან როდესაც ელექტროენერგიის მწარმოებელი, რომელიც

დაბალი დანახარჯებით აწარმოებს ელექტროენერგიას, მაგრამ გარკვეული მიზეზების გამო ვერ

იღებს მონაწილეობას ვაჭრობაში, ამ შემთხვევაში საშუალება ეძლევა სხვა მწარმოებელს მიიღოს

მონაწილეობა ელექტროენერგიით ვაჭრობაში, რომელსაც უფრო მაღალი დანახარჯები გააჩნია. ეს

ეწინააღმდეგება ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მონოპოლიურ სტრუქტურას, როდესაც

ელექტროენერგიაზე ფასები წარმოების საშუალო დანახარჯების ტოლი იყო.

ელექტროენერგეტიკული სისტემის ცენტრალიზებული მართვა არ იძლეოდა იმის

საშუალებას, რომ ბაზრის ახალ მონაწილეს მიეღო გაყიდულ ელექტროენერგიაზე მინიმუმ ის

ფასი, რომელიც მის დანახარჯებს დაფარავდა. ასეთი სიტუაციის უკეთესად გასააზრებლად

განვიხილოთ მაგალითი. ცხრილ 7.1–ში მოცემული ელექტროენერგიის სამი მწარმოებლის

მონაცემები, რომელიც დალაგებულია მათ მიერ განცხადებული ფასის ზრდის მიხედვით.

ცხრილში ასევე მოცემულია თითოეული გენერატორის მინიმალური და მაქსიმალური საწარმოო

პოტენციალი და მთლიანი აკუმულირებული გენერაცია. მაგალითად, როდესაც მოთხოვნა 998

მგვტ.–ია ამ შემთხვევაში სამივე გენერატორი იღებს მონაწილეობას ბაზარზე. ამ დროს პირველი

გენერატორი აწარმოებს ელექტროენერგიის მაქსიმალურ რაოდენობას (500 მგვტ.), მეორე

გენერატორი – 400 მგვტ.–ს, ხოლო მესამე გენერატორი მხოლოდ 98 მგვტ.–ს. კონკურენტული

ბაზრის პრინციპებიდან გამომდინარე ბაზრის წონასწორული ფასი იქნებოდა მესამე

გენერატორის მიერ წარმოდგენილი ფასის ტოლი, 22 $/მგვტ.სთ–ზე. რაც შეეხება მონოპოლიის

დროს, ამ შემთხვევაში ფასი ჩამოყალიბდებოდა სამივე მწარმოებლის საშუალო წარმოების

დანარაჯების საფუძველზე და ტოლი იქნებოდა 19.19 $/მგვტ.სთ–ს.

მგვტ სთ

143

ცხრილი 7.1. სამი ელექტროენერგიის მწარმოებლის მონაცემები

გენერატორი ფასი

($/მგვტ.სთ.)

მინიმალური

გენერაცია

(მგვტ.)

მაქსიმალური


(მგვტ.)

მთლიანი


(მგვტ.)

1 18 200 500 500

2 20 150 400 900

3 22 100 150 1050

ელექტროენერგიით ვაჭრობის დროს ექს–ანტე ფასწარმოქმნა ხდება ელექტროენერგიის

ფიზიკური ვაჭრობამდე, რაც სხვადასხვა სავაჭრო ფორმებიდან გამომდინარე შეიძლება იყოს

რამდენიმე წლით ადრე ორმხრივი ხელშეკრულებების დროს ან „წინა დღის“ სპოტური ბაზრის

დროს. რაც შეეხება ექს–პოსტ ფასწარმოქმნას, ამ შემთხევაში ფასის დადგენა ხდება რეალურ

დროში ელექტროენერგიის ფიზიკურ ვაჭრობასთან ერთად. ამის მაგალითია საბალანსო ბაზარი,

სადაც ელექტროენერგიაზე ფასის დადგენა ხდება მწარმოებლების ზღვრული დანახარების

შესაბამისად. საბალანსო ბაზარზე ელექტროენერგიის ფასი უფრო მაღალია, ვიდრე წინა დღის

ბაზარზე ან ორმხრივი ხელშეკრულებების დადების დროს.

როგორც უკვე აღვნიშნეთ, ელექტროენერგიით ვაჭრობა დამოკიდებულია სისტემის

ფიზიკურ ასპექტებზე, როგორიცაა გადაცემის ან განაწილების ქსელები. იმ შემთხვევაში თუ

გადაცემის ან განაწილების ხაზებზე არსებობს გარკვეული შეზღუდვები, ამან შეიძლება

გამოიწვიოს მთლიანი სისტემის მუშაობის დარღვევა. აქედან გამომდინარე, ელექტროენერგიით

ვაჭრობა დამოკიდებულია გადაცემისა და განაწილების ქსელების გამართულ მუშაობაზე და მათ

სიმძლავრეებზე. როდესაც ქსელის ხაზებზე არსებობს შეზღუდვები, ასეთ დროს იზღუდება

ელექტროენერგიის წარმოება. რა თქმა უნდა ეს ეკონომიკურად გამართლებული არაა, რადგან ამ

შემთხვევაში შეიძლება მოხდეს ისეთი გენერატორის გათიშვა, რომელიც მინიმალური

დანახარჯებით აწარმოებს ელექტროენერგიას. რადგან კონკურენტული ბაზარი გულისხმობს

ბაზარის მონაწილეების თავისუფალ მონაწილეობას, ასეთმა სისტემურმა შეზღუდვებმა შეიძლება

დაარღვიოს კონკურენტული ბაზრის ეს პრიციპი. ამისათვის გამოიყენება სამი მეთოდი,

რომლითაც ხდება აღნიშნული პრობლემის მართვა:

1. თავდაპირველად ელექტროენერგიის საბაზრო ფასების დადგენა ხდება ქსელური

შეზღუდვების გათვალისწინების გარეშე ელექტროენერგიის ფიზიკურ ვაჭრობამდე,

ხოლო რეალურ სიტუაციაში, ქსელური შეზღუდვების გათვალისწინებით,

წარმოშობილი ხარჯების დამატება ხდება ელექტროენერგიის ფასზე და

გადანაწილებულია ყველა მონაწილეზე (მაგ. დიდი ბრიტანეთის ელექტრო-

ენერგეტიკული ბაზარი).

2. ქსელური შეზღუდვების განსაზღვრა ხდება ელექტროენერგიაზე ფასის დადგენასთან

ერთად, სადაც ქსელის სხვადასხვა ზონებისათვის ხდება სხვადასხვა ფასის დადგენა.

ასეთ მეთოდს ეწოდება ზონური ფასწარმოქმნა და გვხვდება ნორდპულში.

3. სისტემის ქსელის შეზღუდვების გათვალისწინებით, ქსელური ხაზების შეზღუდული

სიმძლავრეების განაწილება ბაზრის მონაწილეებს შორის ხდება აუქციონით და ფასის

გამოთვლა ისე, რომ მოხდეს მოთხოვნის ბალანსირება სისტემაში არსებული

ხელმისაწვდომი ქსელური ხაზებით.

144

პირველი მეთოდის უპირატესობა არის ის, რომ ელექტროენერგეტიკული ბაზრის სავაჭრო

ურთიერთობები განიზაღვრება ელექტროენერგიით ფიზიკურ ვაჭრობამდე მინიმუმ ერთი დღით

ადრე და სისტემის ოპერატორი ვალდებულია მართოს სისტემა და უზრუნველყოს უსაფრთოება

ელექტროენერგიის მხოლოდ ფიზიკური ვაჭრობის დროს. მეორე მხრივ, უარყოფითი მხარე

შეიძლება იყოს ის, რომ ამ მეთოდის დროს გადაცემის ქსელში ინვესტირების წახალისება არ

ხდება ოპტიმალურ დონეზე. აგრეთვე გადაცემის ქსელის გამოყენების ფასების კორექტირებამ

სისტემაში შეზღუდვების მართვის დრო იწვევს სისტემის მართვაში სირთულეებს მოკლევადიან

პერიოდში და შეიძლება გაზარდოს უსაფრთხოების რისკები. მიუხედავად იმისა, თუ როგორია

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის პარამეტრები, სისტემის ოპერატორი ვალდებულია

დააბალანსოს მოთხოვნა და მიწოდება, რაშიც მას საბალანსო ბაზარი ეხმარება.

მთლიანი ელექტროენერგეტიკული ბაზრის სტრუქტურა შედგება ერთმანეთთან

დაკავშირებული სხვადასხვა ტიპის ბაზრებისგან და სავაჭრო მექანიზმებისგან, რომლებიც ხელს

უწყობენ ენერგეტიკული ბაზრის ეფექტიან ფუნქციონირებას, ამცირებენ სისტემის

უსაფრთხოებისა და ბაზრის მონაწილეებს ფინანსურ რისკებს. ნახაზ 7.1–ზე ნაჩვენებია

კონკურენტული ენერგეტიკული ბაზრის სტრუქტურა და მონაწილეების გადანაწილება

სტრუქტურის ერთეულებს შორის.

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის თითოეულ ნაწილში სხვადასხვა ინსტიტუციონალური

ერთეულები მონაწილეობენ. მათი ფუნქცია–მოვალეობები შეიძლება შევაჯამოთ შემდეგნაირად:

ნახაზი 7.1. კონკურენტული ენერგეტიკული სისტემა და ბაზრის მონაწილეები

145

ელექტროენერგეტიკული სექტორის გენერაციის ნაწილში წარმოდგენილნი არიან

ელექტროენერგიის მწარმოებლები, ანუ გენერაციის ობიექტები, რომლებიც აწარმოებენ და

შემდგომ ყიდიან ელექტროენერგიას საბითუმო ბაზარზე. გენერაციის ობიექტები ასევე

მნიშვნელოვან როლს თამაშობენ სარეზერვო სიმძლავრის, ძაბვისა და სიხშირის რეგულირებაში

და ასევე სისტემის ბალანსირებაში.

გადაცემის ნაწილში მოქმედებენ გადაცემის სისტემის ოპერატორი (გსო) და გადამცემი

ქსელის მფლობელი კომპანიები. გადაცემის სისტემის ოპერატორი მართავს ფიზიკურ სისტემას

და მისი მთავარი მოვალეობაა ენერგეტიკული სისტემის სტაბილურობისა და უსაფრთხოების

შენარჩუნება. ყოველივე ამას კი გსო ელექტროენერგიის მწარმოებლებისა და მომხმარებლების

დისპეტჩერიზაციით და მოთხოვნისა და მიწოდების ბალანსირებით ახერხებს. რაც შეეხება

სიხშირისა და ძაბვის მართვას, გსო მათ რეგულირებას ახდენს დამხმარე სერვისების

საშუალებით. ევროკავშირის ენერგოდირექტივების მესამე პაკეტში, გსო განმარტებულია როგორც

ფიზიკური ან იურიდიული პირი, რომელიც პასუხისმგებელია გადაცემის სისტემის

ფუნქციონირებაზე, მდგრადობის შენარჩუნებასა და საჭიროების შემთხვევაში მის

განვითარებაზე, ასევე მის დაკავშირებაზე სხვა სისტემებთან და სისტემის ხანგრძლივ მუშაობაზე

ელექტროენერგიის გადაცემისათვის არსებული მოთხოვნების შესრულების მიზნით. გადამცემი

ქსელის მფლობელი კომპანიები ფლობენ მაღალი ძაბვის გადამცემ ხაზებსა და

ტრანსფორმატორებს. ისინი ექსპლუატაციას უწევენ თავიანთ აქტივებს გსო-ს ინსტრუქციების

მიხედვით. მაღალი ძაბვის გადამცემი ხაზების განსაზღვრა სიხშირეების მიხედვით სხვადასხვა

ქვეყანაში განსხვავებულია. საქართველოს შემთხვევაში გადამცემი ქსელის მფლობელი ფლობს

220–500 კვ.–იან ხაზებს. რადგან გადაცემის სეგმენტი მოიაზრება როგორც ბუნებრივი

მონოპოლია, ამიტომ საჭიროა გადაცემის საქმიანობის რეგულირება მარეგულირებელი ორგანოს

მიერ. გადაცემის მომსახურების ფასის დადგენა ხდება ელექტროენერგიის გადაცემისათვის

გამოყენებული აქტივებისა (მაღალი ძაბვის გადამცემი ხაზები) და დანაკარგებთან

დაკავშირებული ხარჯების შეფარდებით.

განაწილების ნაწილში მოქმედებენ გამანაწილებელი ქსელის მფლობელი კომპანიები,

რომლებიც უზრუნველყოფენ დაბალი ძაბვის გადამცემი ქსელის მართვას. განაწილების ანუ

სადისტრიბუციო ქსელის ნაწილში ერთიანდება 6–110 კვ.–იანი სადისტრიბუციო ქსელის ხაზები.

აღნიშნული ქსელის მომხმარებლები არიან ელექტროენერგის საცალო მიმწოდებლები,

რომლებიც ელექტროენერგიას საბითუმო ბაზარზე ყიდულობენ და აწვდიან საცალო

მომხმარებლებს. აგრეთვე, სადისტრიბუციო ქსელის მომხმარებელი შეიძლება იყოს

ელექტროენერგიის მსხვილი მომხმარებელი, რომელიც პირდაპირ ყიდულობს ელექტროენერგიას

საბითუმო ბაზრიდან. სადისტრიბუციო ქსელის მფლობელის მიერ გაწეული მომსახურების

ფასის დადგენა ხდება აგრეთვე ელექტროენერგიის განაწილებისათვის გამოყენებული

აქტივებისა (დაბალი ძაბვის გადამცემი ხაზები) და დანაკარგებთან დაკავშირებული ხარჯების

შეფარდებით. ამ შემთხვევაში, ფასის რეგულირება ხდება მარეგულირებელი ორგანოს მიერ.

ელექტროენერგეტიკული სექტორის ფიზიკური სტრუქტურის ბოლო ნაწილს

წარმოადგენს მიწოდების ნაწილი. ამ ნაწილში გვხვდება როგორც საცალო მიმწოდებლები, ასევე

ელექტროენერგიის საცალო და მსხვილი მომხმარებლები. საცალო მიმწოდებელი

ელექტროენერგიას ყიდულობს საბითუმო ბაზრიდან და აწვდის მომხმარებელს. ამ შემთხვევაში,

იგი უხდის თანხას როგორც ელექტროენერგიის მწარმოებელს, ასევე გადაცემისა და განაწილების

ქსელის მფლობელებს მათი ქსელების გამოყენებისთვის. ასევე, მათი მოვალეობაა აწარმოონ

მოხმარებული ელექტროენერგის აღრიცხვა და ანგარისწორება სამომხმარებლო დონეზე. რაც

146

შეეხება ელექტროენერგიის მსხვილ მომხმარებლებს, ისინი პირდაპირ არიან მიერთებულნი

გამანაწილებელ ქსელს, ხოლო ელექტროენერგიას საბითუმო ბაზრიდან ყიდულობენ. საცალო

მომხმარებლები კი ელექტროენერგიას ყიდულობენ საცალო მიმწოდებლებისაგან.

აღნიშნული კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული სექტორის სტრუქტურის

სეგმენტების მონაწილეების გარდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ეფექტიან

ფუნქციონირებაში მნიშვნელოვან როლს თამაშობენ აგრეთვე ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

ოპერატორი, ბაზრის საკლირინგო დაწესებულება და მარეგულირებელი ორგანო.

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მარეგულირებელი ორგანო არის დამოუკიდებელი

ორგანიზაცია, რომელიც არეგულირებს ბაზრის მონაწილეებს შორის ურთიერთობებს და

მონიტორინგს უწევს ელექტროენერგეტიკული სექტორის ფუნქციონირებას. განსაკუთრებით

მარეგულირებელი ორგანო ვალდებულია მოახდინოს ბუნებრივი მონოპოლიის ნაწილების –

გადაცემის და განაწილების ქსელის მფლობელების საქმიანობების რეგულირება და

მონიტორინგი. აღნიშნული საქმიანობებისათვის მარეგულირებელი ადგენს რეგულირებულ

ტარიფებს 5 წლიანი ვადით და ასევე გადაცემისა და განაწილების ქსელის მფლობელებს უწესებს

ხარჯების შემცირების სამომავლო გეგმებს. ასეთი რეგულირებისათვის დღეისათვის სხვადასხვა

ქვეყნის მარეგულირებელი ორგანო იყენებს შემოსავლების ზედა ზღვრის რეგულირების მეთოდს,

რომელიც RPI-X მეთოდითაა ცნობილი. ამ შემთხვევაში ქსელური საქმიანობისთვის ფასის

დაწესება ხდება სამომხმარებლო ფასების ინდექს გამოკლებული ქსელურ საქმიანობაში

მოსალოდნელი ეფექტიანობის ფაქტორი, რომელიც დაადგინა მარეგულირებელმა.

ბაზრის ოპერატორი არის მარეგულირებელი ორგანოს მიერ ლიცენზირებული სუბიექტი,

რომელიც ხელმძღვანელობს სხვადასხვა ტიპის ელექტროენერგეტიკულ ბაზარს. კომპიუტერული

პროგრამების გამოყენებით იგი აჯგუფებს ფასებს და შემოთავაზებებს გენერაციის ობიექტებიდან

(მომწოდებლებიდან) და მოვაჭრეებისაგან (მომთხოვნი მხარეებისაგან) და ადგენს

ელექტროენერგიაზე ბაზრის წონასწორულ ფასს და რაოდენობას. ზოგ შემთხვევაში ბაზრის

ოპერატორი ასევე უზრუნველყოფს ბაზრის მონაწილეებს შორის ფინანსურ ანგარიშწორებას,

მაგრამ უმეტეს შემთხევაში ამ საქმიანობას ბაზრის საკლირინგო დაწესებულება ახდენს. იგი

პასუხისმგებელია სავაჭრო ანგარიშებით ანგარიშწორებაზე, ელექტროენერგიით ვაჭრობის

კლირინგზე, ფულადი ზღვრების მოკრებასა და შენაჩუნებაზე, ბაზრის მონაწილეებს შორის

ფინანსური ურთიერთობის რეგულირებაზე და სავაჭრო მონაცემების შესახებ ინფრომაციის

მომზადებაზე.

7.3. ელექტროენერგეტიკული ბაზრები და სავაჭრო მექანიზმების ტიპები

კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე ელექტროენერგიით ვაჭრობის

სხვადასხვა მექანიზმების ჩამოყალიბებამ ხელი შეუწყო მრავალ ქვეყანაში სექტორის

ლიკვიდურობის და ზომის ზრდას, ასევე ბაზრის მონაწილეებს შორის ურთიერთობების

გაადვილებას გამჭვირვალე და არადისკრიმინაციული ფასწარმოქმინისა და მოპონოლიური

ძალაუფლების შემცირების საშუალებით. თავისმხრივ, ყოველივე ამან შეიძლება ხელი შეუწყოს

ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე მონაწილეების რაოდენობის ზრდას და რისკების შემცირებას.

ზოგადად, კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ჩამოყალიბების დადებითი

მხარეები არის:

რისკების გადანაწილება ბაზრის ყველა მონაწილეზე;

147

ინფორმაციის ხელმისაწვდომობის მაღალი დონე კომპიუტერული პროგრამების

საშუალებით;

ბაზრის მონაწილეების რაოდენობის ზრდა;

ბაზრის ლიკვიდურობისა და ზომის ზრდა;

ელექტროენერგიაზე ფასწარმოქმნისა და სავაჭრო ურთიერთობების კონკუნრეტული

სტრუქტურის შექმნა;

მონოპოლიური ძალაუფლების შეცირება;

ეფექტიანი საანგარიშწორებო პრინციპების დანერგვა.

ნახაზზე 7.1 მოცემული ელექტროენერგეტიკული სისტემის სტრუქტურის ეკონომიკური

კონცეფიიდან გამომდინარე, სექტორის რესტრუქტურიზაციის შედეგად ჩამოყალიბდა

სხვადასხვა ტიპის სავაჭრო მექანიზმები, რომლებიც დროის სხვადასხვა პერიოდში

ფუნქციონირებს. აღნიშნული სავაჭრო მექანიზმებია:

ორმხრივი ხელშეკრულებების ბაზარი;

ფორვარდული ბაზარი;

„წინა დღის“ ბაზარი;

საბალანსო ბაზარი;

Intraday ბაზარი;

დამხმარე სერვისების ბაზარი.

მოცემული ბაზრების ერთმანეთში ურთიერთქმედება და მათი ფუნქციონირების

განსხვავება დროის სხვადასხვა ინტერვალში მოცემულია 7.2 ნახაზზე. კონკურენტული

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის განვითარება ეფუძნება ეკონომიკურ პრინციპებს, რითაც

ელექტროენერგია განისაზღვრება როგორც ეკონომიკური საქონელი. მიუხედავად ამისა,

ფუნდამენტალური განსხვავება სხვა ეკონომიკურ საქონელსა და ელექტროენერგიას შორის არის

ის, რომ ელექტროენერგიის ბაზარი მჭიდროდ არის დაკავშირებული მის ფიზიკურ სისტემასთან,

რომელიც უფრო სწრაფად ფუნქციონირებს, ვიდრე სხვა ეკონომიკური საქონლის ბაზარი.

ნახაზი 7.2. სხვადასხვა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ურთიერთქმედება დროში

ორმხრივი ხელშეკრულებების

ბაზარი

ფორვარდული ბაზარი

წინა დღის ბაზარი

საბალანსობაზარი

Intraday ბაზარი

დამხმარე სერვისების ბაზარი

148

ელექტროენერგეტიკის ფიზიკური სისტემის მთავარი მოთხოვნაა, რომ ელექტროენერგიის

მოთხოვნა და მიწოდება უნდა იყოს დაბალანსირებული ყოველთვის, წამობრივად. თუ სისტემაში

ბალანსი არ არის შენარჩუნებული, მაშინ შეიძლება სისტემა ჩამოინგრეს და გამოიწვიოს

გატასტროფული შედეგები. სისტემაში ავარიების აღმოფხვრა არის აუცილებელი, რადგან იგი

ხელს უშლის არა მარტო სექტორის ეკონომიკურ ფუნქციონირებას, არამედ შეიძლება ჰქონდეს

უარყოფითი ზეგავლენა საზოგადოებაზეც. ჩამოშლილი ელექტროენერგეტიკული სისტემის

აღდგენა დაკავშირებულია რთულ პროცესებთან, რომელსაც მინიმუმ 24 საათი სჭირდება. ამიტომ

სისტემური ავარიების დროს სოციალური და ეკონომიკური ზიანი ძალიან მაღალია, რის გამოც

არც ერთი ქვეყანა არ იქნებოდა თანახმა დაენერგა ისეთი სავაჭრო მექანიზმები, რომლებიც მის

ელექტოენერეგტიკულ სისტემაში ავარიების ალბათობას გაზრდიდა. შედეგად, აღნიშნული

სავაჭრო მექანიზმების დანერგვა კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე მოხდა ღრმა

ანალიზისა და ტესტირებების შემდეგ. კიდევ ერთი მნიშვნელოვანი, მაგრამ ნაკლებად

ფუნდამენტალური განსხვავება ელექტროენერგიასა და სხვა ეკონომიკურ საქონელს შორის არის,

რომ ერთი კონკრეტული მწარმოებლის მიერ წარმოებული ელექტროენერგია ვერ იქნება

მოხმარებული კონკრეტული მოხმარებლის მიერ. მეორე მხრივ, მომხმარებელი ვერ მოიხმარს

კონკრეტული ერთი მწარმოებლის მიერ წარმოებულ ელექტროენერგიას. რაც შეეხება,

ელექტროენერგიის მოთხოვნას, დროის სხვადასხვა პერიოდში განსხვავებულია და ხასიათდება

ციკლური ვარიაციებით. განსხავებულია ელექტროენერგიის მოხმარება დღისა და ღამის

განმავლობაში ან საფხულისა და ზამთრის პერიოდში. როდესაც ელექტროენერგის მოხმარება

მაქსიმალურია, ასეთ პერიოდს უწოდებენ პიკურ საათებს, ხოლო როდესაც ელექტროენერგიის

მოხმარება მკვეთრად მცრიდება და უტოლდება ბაზისურ დონეს ასეთ პერიოდს ეწოდება

არაპიკური საათები. აქედან გამომდინარე, სხვა ეკონომიკური საქონლისგან გასხვავებით,

ელექტროენერგიით ვაჭრობა მოითხოვს სპეციალურ სავაჭრო მექანიზმებისა და წესების

არსებობას, რათა სისტემაში შენარჩულებული იყო მოთხოვნისა და მიწოდების ბალანსი.

7.3.1. ორმხრივი ხელშეკრულებების ბაზარი

კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ერთ–ერთი მნიშვნელოვანი

კომპონენტია ორმხრივი ხელშეკრულებების ბაზარი. აღნიშნული ბაზრის არსებობა სექტორში

უზრუნველყოფს ელექტროენერგიაზე ფასების სტაბილურობას და გარანტირებულ მიწოდებას.

დღეისათვის ორმხრივი ხელშეკრულებების ბაზრის წილი მთლიან ელექტროენერგეტიკულ

ბაზარზე მნიშვნელოვნად მაღალია, მაგრამ სექტორის განვითარებასთან ერთად ხორციელდება

მისი წილის შემცირება სხვა უფრო კონკურენტული მახასიათებლების მქონე ბაზრების

გაფართოებით. ორმხრივი ხელშეკრულებების ბაზარზე სავაჭრო შეთანხმება ხდება ორ მხარეს,

მიმწოდებელსა და მომხმარებელს, შორის. ასეთ დროს, ორ მხარეს შორის იდება გრძელვადიანი

ხელშეკრულება (მინიმუმ 1 წლით) მესამე მხარის ჩარევის გარეშე. ხელშეკრულება განსაზღვრავს

ელექტროენერგიის მოცულობას, ფასს, პერიოდს და ასევე ორივე მხარის პასუხისმგებლობებსა და

მოვალეობებს. აღნიშნული ფაქტორების გათვალისწინებით ორმხრივი ხელშეკრულებები

შეიძლება იყოს:

გრძელვადიანი კონტრაქტები: ასეთი ტიპის კონტრაქტები არის მოქნილი, რადგან

მოლაპარაკებები კონტრაქტის პირობებზე ხდება ორ მხარეს შორის. როგორც წესი

გრძელვადიანი კონტრაქტებით ხდება დიდი რაოდენობის ელექტროენერგიით

ვაჭრობა ხანგრძლივი პერიოდის განმავლობაში (რამდენიმე წელი). მაღალი ხარჯების

149

გამო, ასეთი გარიგებების დადება სასარგებლოა, როცა არსებობს დიდი რაოდენობით

ელექტროენერიით ვაჭრობის აუცილებლობა.

„Over the Counter”: ასეთი კონტრაქტის დროს გარიგებები იდება მცირე რაოდენობის

ელექტროენერგიაზე გარიგებები მოკლევადიანი პერიოდისთვის (რამდენიმე თვე) და

ხასიათდება მცირე დანახარჯებით. ელექტროენერგიის მწარმოებლები და

მომხმარებლები ასეთ კონტრაქტებს იყენებს დროის მცირე ინტერვალში გამოწვეული

დარღვევების დასაბალანსებლად.

ორმხრივი ხელშეკრულებებით ელექტრონული ვაჭრობა: მომხმარებლებისა და

მიმწოდებლების მიერ განცხადებული ელექტროენერგიის ფასების და რაოდენობების

შეთავაზებები ხორციელდება პირდაპირ კომპიურეტული პროგრამის გამოყენებით. ამ

შემთხვევაში ყველა მონაწილეს შეუძლია ნახოს მხოლოდ ბაზარზე წარმოდგენილი

ელექტროენერგის ფასები და როდენობები, ხოლო განმცხადებლის ვინაობა

დაფარულია.

სამივე ფორმის ორმხრივი ხელშეკრულებებით ვაჭრობის დამახასიათებელი თვისებაა

ფასი და ელექტროენერგიის რაოდენობა, რომელიც ორ მხარეს შორის მოლაპარაკებების შედეგად

დგინდება. ამიტომ ორმხრივი ხელშეკრულებების დროს არ არსებობს რაიმე განსაზღვრული

ოფიციალური ფასი. მიუხედავად ამისა, დეტალური ინფორმაცია ასეთი კონტრაქტების შესახებ

დახურულია და საზოგადოებისათვის ხელმიუწვდომელი. ორმხრივი ხელშეკრულებებით

ელექტროენერგიით ვაჭრობისას გამოიყენება „Take of Pay” („აიღე ან გადაიხადე“) პრინციპი,

რომელიც გულისხმობს, რომ მიუხედავად იმისა ემთხვევა თუ არა ხელშეკრულებაში

მითითებული დაგეგმილი ელექტროენერგიის მოხმარება მის რეალურ მოხმარებას,

მომხმარებელი ვალდებულია აანაზღაუროს ელექტროენერგიის მთლიანი სახელშეკრულებო

რაოდენობის ფასი, ხოლო მწარმოებელი ვალდებულია უზრუნველყოს ელექტროენერგიის

მთლიანი სახელშეკრულებო რაოდენობის მიწოდება. იმ შემთხვევაში თუ, რომელიმე მხარე ვერ

ახერხებს დაკისრებული მოვალეობის შესრულებას, მაშინ მათ შეუძლიათ მონაწილეობა მიიღონ

სხვა ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე და უზრუნველყონ ხელშეკრულების პირობების

დაკმაყოფილება.

7.3.2. ფორვარდული ბაზარი

ფორვარდულ ბაზარზე ვაჭრობა ელექტროენერგიის მყიდველებს და გამყიდველებს

საშუალებას აძლევს აწარმოონ გარიგებები ელექტროენერგიის ფიზიკური ვაჭობის

განხორციელებამდე გარკვეული პერიოდით ადრე. მისი ფუნქციონირების პრინციპი ორმხრივი

ხელშეკრულებების ბაზრის მუშაობის მსგავსია. მაგალითად, ელექტროენერგიის მწარმოებელი

და მოხმარებელი შეიძლება შეთანხმდნენ, რომ 500 მგვტ. ელექტროენერგიის ვაჭრობის

გარიგებაზე 8 $/მგვტ. ფასად სამი თვის განმავლობაში. ელექტროენერგიით ვაჭრობა ფორვარდულ

ბაზარზე ხორციელდება შემდეგი ფაქტორების გათვალისწინებით:

ელექტროენერგიის რაოდენობა და ხარისხი;

ელექტროენერგიის მიწოდების პერიოდი და ადგილი;

ელექტროენერგიის ფასი;

ანგარიშწორების პერიოდი;

მხარეების ფუნქცია–მოვალეობებისა და ჯარიმების განსაზღვრა.

150

ეკონომიკური პრინციპებიდან გამომდინარე, ფორვარდულ ბაზარზე ვაჭრობა ბაზრის

მონაწილეებს საშუალებას აძლევს შეამცირონ ელექტროენერგიაზე ფასის ცვლილების რისკები. ამ

შემთხვევაში ხდება ფასის დაფიქსირება, რომელიც განსაზღვრულია ფორვარდული კონტრაქტის

პერიოდისთვის. მეორე მხრივ, არსებობს ფორვარდული ბაზრის გარკვეული ნაკლოვანებებიც.

მაგალითად, უმეტეს შემთხვევაში არ ხდება ფორვარდული კონტრაქტით განსაზღვრული

ელექტროენერგიის მიწოდება ან მოხმარება, რადგან ასეთი გარიგებები ხდება ელექტროენერგიით

ფიზიკურ ვაჭრობამდე დიდი ხნით ადრე. ამიტომ ასეთ კონტრაქტებში ასევე

გათვალისწინებულია მხარეების ფინანსური მოვალეობები და ჯარიმები, რაც საშუალებას

იძლევა მხარეების მიერ პასუხისმგებლობების არ შესრულების შემთხვევაში განხორციელდეს

საჯარიმო სანქციები კონტრაქტის დამრღვევ მხარეზე.

7.3.3. „წინა დღის“ ბაზარი

მიუხედავად იმისა, რომ ორმხრივი ხელშეკრულებებით ელექტროენერგიით ვაჭრობა

ენერგეტიკული სექტორის ერთ–ერთი მნიშვნელოვანი კომპონენტია, ელექტროენერგეტიკულ

ბაზარზე კონკურენტული პრინციპების დანერგვით მოხდა ისეთი ბაზრის ტიპების

ჩამოყალიბება, სადაც მონაწილეობას ღებულობს მრავალი მყიდველი და გამყიდველი და

ელექტროენერგიით ვაჭრობა ხდება ცენტრალიზებული წესით. ასეთი ბაზრის მაგალითია „წინა

დღის“ ბაზარი, რომელსაც ბაზრის ოპერატორი მართავს. აღნიშნული ბაზრის მუშაობის პრინციპი

შემდეგია:

ელექტროენერგის მწარმოებლები კომპიურეტული პროგრამის საშუალებით წარუდგენენ

ბაზრის ოპერატოს 24 საათიან შეთავაზებებს მომდევნო დღისათვის, სადაც

დაფიქსირებულია მომდევნო დღის თითოეული საათისათვის მათ მიერ საწარმოებული

ელექტროენერგიის რაოდენობა და ფასი. ამ შემოთავაზებებს ბაზრის ოპერატორი ალაგებს

ფასის ზრდის მიხედვით, რითაც მიიღება კონკრეტულ საათზე ელექტროენერგიის

მიწოდების მრუდი „წინა დღის“ ბაზარზე.

ანალოგიურად, ელექტროენერგიის მომხმარებლები ბაზრის ოპერატორთან წარადგენენ

მათი მოხმარების 24 საათიან შეთავაზებებს მომდევნო დღისათვის, სადაც

დაფიქსირებულია მომდევნო დღის თითოეული საათისათვის მათ მიერ მოსახმარებელი

ელექტროენერგიის რაოდენობა და ფასი. ბაზრის ოპერატორი ამ შემოთავაზებებს ალაგებს

ფასის კლებადობის მიხედვით, რითაც მიიღება კონკრეტულ საათზე ელექტროენერგიის

მოთხოვნის მრუდი „წინა დღის“ ბაზარზე. იქიდან გამომდინარე, რომ ელექტროენერგიაზე

მოთხოვნა არის არაელასტიური მოკლევადიან პერიოდში, ზოგ შემთხვევაში ხდება ამ

ეტაპის გამოტოვება და ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის პროგნოზირება. იმ შემთხვევაში,

როდესაც ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა პროგნოზირებულია, მაშინ მოთხოვნის მრუდი

არის ვერტიკალური ფორმის.

ბაზრის ოპერატის მიერ ჩამოყალიბებული მიწოდების და მოთხოვნის მრუდების

გადაკვეთა წარმოადგენს „წინა დღის“ ბაზრის წონასწორობის წერტილს, რითაც

განისაზღვრება ბაზრის წონასწორული ფასი და ელექტროენერგიის რაოდენობა.

ელექტროენერგიის მწარმოებლები, რომელთა მიერ შემოთავაზებული ფასი ნაკლებია ან

ტოლი ბაზრის წონასწორულ ფასზე მონაწილეობენ ელექტროენერგიით ვაჭრობაში და

აწარმოებენ ელექტროენერგიას. მეორე მხრივ, ელექტროენერგიის მყიდველები, რომელთა

151

მიერ შემოთავაზებული ფასი მეტია ან ტოლი ბაზრის წონასწორულ ფასზე მონაწილეობას

ღებულობენ ელექტროენერგიით ვაჭრობაში და მოიხმარენ ელექტროენერგიას.

ბაზრის წონასწორულ ფასი წარმოადგენს ერთი დამატებითი მგვტ.–ის წარმოების ან

მოხმარების ფასს და ამიტომ მას აგრეთვე უწოდებენ სისტემის ზღვრულ ფასს (SMP –

System Marginal Price). აქედან გამომდინარე, ელექტროენერგიის მწარმოებლები

ღებულობენ SMP–ის ყველა წარმოებული მგვტ.–ისთვის, ხოლო მომხარებლები იხდიან

SMP–ის მათ მიერ მოხმარებული ყველა მგვტ.–ზე.

ყველა ელექტროენერგიის მწარმოებლისათვის სისტემის ზღვრული ფასის გადახდა ერთი

შეხედვით შეიძლება გასაკვირი იყოს. კითხვა იმის შესახებ, რომ ელექტრონერგიის მწარმოებელი,

რომელიც მზად არის აწარმოოს ელექტროენერგია სისტემის ზღვრული ფასზე ნაკლებად, რატომ

არ უნდა მიიღოს მის მიერ შემოთავაზებული ფასი და რატომ არ უნდა შეიცვალოს ეს მიდგომა

ელექტროენერგიაზე საშუალო ფასის დადგენის მეთოდით, კვლავ აქტუალურია.

ელექტროენერგიის მწარმოებლისთვის შემოთავაზებული ფასების ანაზღაურების მიდგომის

განუხორციელების მთავარი მიზეზი არის, რომ ეს მეთოდი მოტივაციას უმცირებს

ელექტროენერგიის მწარმოებლებს „წინა დღის“ ბაზარზე გაკეთონ შეთავაზებები, რომლებიც მათ

რეალურ ზღვრულ დანახარჯებს ასახავს. ასეთ შემთხევაში, ყველა მწარმოებელი დაიწყებდა

სისტემის ზღვრული ფასის გამოცნობას, რათა მიეღოთ მაქსიმალურად მაღალი შემოსავლები.

საუკეთესო შემთხვევაში, SMP ბაზრის რეალური წონასწორული ფასი იქნებოდა და მხოლოდ

რამდენიმე მწარმოებელი მიიღებდა უფრო მაღალ შემოსავლებს, ვიდრე ზღვრული დანახარჯების

შესაბამისად წარმოდგენილი შეთავაზებების დროს. მეორე მხრივ, თუ ელექტროენერგიის

მწარმოებლები, რომლებიც შეთავაზებებში განაცხადებდნენ რეალურ ფასზე მაღალ ფასს, მაშინ

ისინი ვეღარ მიიღებდნენ მონაწილეობას ბაზარზე, რადგან მათ მიერ წარმოდგენილი ფასი SMP–

ზე მაღალი იქნებოდა. ზოგადად ბაზრის მონაწილეების ასეთი მანიპულაციები ბაზარზე

გამოიწვევდა ბაზრის არაეფექტიან ფუნქციონირებას და სისტემის ზღვრული ფასის რეალურ

სიტუაციიდან გადახრას. ყოველივე ეს კი მოახდენდა ბაზარზე ელექტროენერგიის ფასის

არაოპტიმალურ ზრდას. „წინა დღის“ ბაზრის ფუნქციონირების სტრუქტურა მოცემულია ნახაზ

7.3–ზე.

ნახაზი 7.3. „წინა დღის“ ბაზრის ფუნქციონირების სტრუქტურა

152

„წინა დღის“ ბაზრის მუშაობის პრინციპის უკეთ გასაგებად განვიხილოთ მაგალითი.

ცხრილ 7.2–ში მოცემულია „წინა დღის“ ბაზარზე მომხმარებლებისა და მყიდველების მიერ

წარმოდგენილი შეთავაზებები 11 ივნისის 09:00-10:00 საათისათვის.

ცხრილი 7.2. „წინა დღის“ ბაზრის მონაცემები 09:00-10:00 საათისათვის.

კომპანია რაოდენობა (მგვტ.) ფასი ($/მგვტ.)

ელექ

ტრ

ოენ

ერგ

იი

ს

გაყ

იდ

ვაზ

ე

წარ

მოდ

გენ

ილ

ი

შეთ

ავაზ

ებებ

ი

A 200 12.00

A 50 15.00

A 50 20.00

B 150 16.00

B 50 17.00

C 100 13.00

C 50 18.00

ელექ

ტრ

ოენ

ერგ

იი

ს

ყიდ

ვაზ

ე

წარ

მოდ

გენ

ილ

ი

შეთ

ავაზ

ებებ

ი

D 50 13.00

D 100 23.00

E 50 11.00

E 150 22.00

F 50 10.00

F 200 25.00

ნახაზზე 7.4 ნაჩვენებია ელექტროენერგიის ყიდვა–გაყიდვაზე წარმოდგენილი

შეთავაზებები, რომლებიც ბაზარზე მოთხოვნისა და მიწოდების მრუდებს წარმოადგენენ.

ბაზარზე მოცემული სიტუაციიდან გამომდინარე, შეგვიძლია ვთქვათ, რომ ბაზრის

წონასწორული ფასი ტოლია 16.00 $/მგვტ.–ის, ხოლო ელექტროენერგიის რაოდენობა უდრის 450

მგვტ.სთ.–ს. აღნიშნული საბაზრო ურთიერთობებით ცხრილ 7.3–ში ნაჩვენებია

ელექტროენერგიის მწარმოებლები, რომლებიც ბაზარზე ღებულობენ მონაწილეობას და მათ მიერ

გამომუშავებული ელექტროენერგიის რაოდენობა და ის მომხმარებლები, რომლებიც „წინა დღის“

ბაზრიდან ყიდულობენ ელექტროენერგიას შესაბამისი რაოდენობებით. ცხრილში ასევე

მოცემულია, მწარმოებლთა შემოსავლები და მომხმარებელთა მიერ გაწეული ხარჯები. თუ

ელექტროენერგიის მოხმარების მხარე არ მიიღებდა მონაწილეობას „წინა დღის“ ბაზარზე და

ელექტროენერგიის მოთხოვნა იქნებოდა პროგნოზირებული, ამ შემთხვევაშიც მივიღებდით

იგივე შედეგს.

153

ფას

ი (

$/მგ

ვტ.ს

თ)


ცხრილი 7.3. „წინა დღის“ ბაზრის შედეგი

კომპანია წარმოება

(მგვტ.სთ.)

მოხმარება

(მგვტ.სთ.)

შემოსავლები

($)

ხარჯები

($)

A 250 4000

C 100 1600

B 100 1600

F 200 3200

E 100 1600

D 150 2400

სულ 450 450 7200 7200

მოცემულ მაგალითში, სიმარტივისათვის ნაგულისხმებია, რომ ელექტროენერგიის

მწარმოებლები აკეთებენ მარტივი ტიპის შეთავაზებებს, რაც აერთიანებს თითოეული გენერაციის

ობიექტისათვის ფასისა და საწარმოებელი ელექტროენერგიის რაოდენობას შემდეგი დღის

თითოეული საათისათვის. რეალურ „წინა დღის“ ბაზარზე დღეისათვის მოქმედებს სხვადასხვა

სახის შეთავაზებების ტიპები.

ნახაზი 7.4. „წინა დღის“ ბაზრის მიერ დადგენილი ელექტროენერგიის წონასწორული ფასი და რაოდენობა

ორმხრივი ხელშეკრულებებისა და „წინა დღის“ ბაზრის უკეთ აღსაქმელად განვიხილოთ

მაგალითი. ცხრილ 6.4–ში მოცემულია პირობითად ელექტროენერგიის მწარმოებელი კომპანიის –

TAKA–ს საწარმოო ერთეულების მონაცემები. იგი ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე ვაჭრობს

ორმხრივი ხელშეკრულებების საფუძველზე. სიმარტივისათვის დავუშვათ, რომ მისი ზღვრული

დანახარჯები სამივე ერთეულისათვის არის მუდმივი. დიდი დანახაჯრების გამო, რომელიც A

ერთეულის გამორთვის და შემდგომში ჩართვით მიიღება, TAKA ცდილობს, რომ A ერთეული არ

გათიშოს და მუდმივად ამუშაოს. B ერთეულის შემთხვევაში, კომპანია ცდილობს აწარმოოს

მაქსიმალური რაოდენობის ელექტროენერგია შესაძლებლობიდან გამომდინარე. C ერთეულის

154

ჩართვის ხარჯები უმნიშვნელოა, რიც გამოც TAKA–ს ამ ერთეულიდან ელექტროენერგიის

წარმოება შეუძლია ნებისმიერ დროს.

ცხრილი 7.4. TAKA–ს საწარმო ერთეულები

ერთეული ტიპი Pმინ. (მგვტ.) Pმაქს. (მგვტ.) MC ($/მგვტ.)

A დიდი ზომის

(ქვანახშირი) 100 500 10

B საშუალო ზომის

(ქვანახშირი) 50 200 13

C გაზტურბინა 0 50 17

განვიხილოთ TAKA–ს სახელშეკრულებო სიტუაცია მაგალითად 11 ივნისის დღის 14:00–

15:00 საათისათვის. აღნიშნულ დროს ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე წარმოდგენილი იქნა

ორმხრივი ხელშეკრულებების წინადადებები, რომელიც წარმოდგენილია ცხრილ 6.5–ში.

ბაზარზე TAKA–სთან ერთად მონაწილეობას ღებულობენ ელექტროენერგიის სხვადასხვა

მყიდველები და მომხმარებლები. გასათვალისწინებელია ისიც, რომ TAKA–ს შეუძლია

ისარგებლოს ფასების ცვლილებით ფარვარდულ ბაზარზე და იყიდოს მის მიერ ორმხრივი

ხელშეკრულებებით გაყიდული ელექტროენერგია ფორვარდულ და სპოტურ ბაზარზე. აქედან

გამომდინარე, TAKA–მ უნდა განსაზღვროს სჭირდება თუ არა, რომ მიიღოს მონაწილეობა სხვა

ბაზრებზე ელექტროენერგიის წარმოებაში შესაძლო დარღვევების გათვალისწინებით.

ცხრილი 7.5. ორმხრივი ხელშეკრულებების ბაზარის მონაცემები

ტიპი კონტრაქტის

თარიღი მყიდველი გამყიდველი

რაოდენობა

(მგვტ.)

ფასი

($/მგვტ.)

გრძელვადიანი 10 იანვარი Cheapo TAKA 200 12.5

გრძელვადიანი 7 თებერვალი TAKA TAKA 250 12.8

ფორვარდული 3 მარტი Borduria TAKA 100 14.0

ფორვარდული 7 აპრილი TAKA Perfect Power 30 13.5

ფორვარდული 10 მაისი Cheapo TAKA 30 13.8

ორმხრივი ხელშეკრულებების საფუძველზე TAKA–ს დადებული აქვს გარიგება 570

მგვტ.–ის მიწოდებაზე. მეორე მხრივ, „წინა დღის“ ბაზარზე ზემოთ აღნიშნული დროისათვის

დაფიქსირდა ელექტროენერგიის მყიდველებისა და გამყიდველების შემდეგი სახის

წინადადებები (იხილეთ ცხრილი 6.6.). ბაზრის ფუნქციონირების გამოცდილებიდან

გამომდინარე, TAKA მიიჩნევს, რომ ნაკლებად მოსალოდნელია ელექტროენერგიის ყიდვაზე

წარმოდგენილი ფასების ზრდა. იქიდან გამომდინარე, რომ მას კიდევ აქვს დარჩენილი 130 მგვტ.

სათადარიგო წარმოების სიმძლავრე B ერთეულში, ამიტომ TAKA გადაწყვეტს მიიღოს O1, O2 და

O3 შემოთავაზებები, სანამ მისი კონკურენტები გააკეთებენ ამას. ეს შემოთავაზებები მისთვის

მომგებიანი იქნება, რადგან სამივეს ფასი მაღალია ვიდრე მისი B ერთეულის ზღვრული

155

დანახარჯები. მას შემდეგ, რაც TAKA მონაწილეობას მიიღებს „წინა დღის“ ბაზარზეც, მისი

ერთეულების საწარმოო სიმძლავრეების დატვირთვა იქნება შემდეგი სახის: A ერთეული

აწარმოებს 500 მგვტ.–ს, B ერთეული აწარმოებს 130 მგვტ.–ს, ხოლო C ერთეული დარჩება

ლოდინის რეჟიმში. ცოტა ხნით ადრე, სანამ „წინა დღის“ ბაზარზე მოხდება სავაჭრო ოპერაციების

დახურვა, TAKA–მ მიიღო ინფორმაცია, რომ მისი B ერთეული გამოვიდა მწყობრიდან და ვერ

ახერხებს ელექტროენერგიის მაქსიმალურ წარმოებას გარკვეული ტექნიკური მიზეზების გამო. B

ერთეულს შეუძლია, რომ აწარმოოს მხოლოდ 80 მგვტ. ელექტროენერგია. აქედან გამომდინარე,

TAKA–ს შეექმნა პრობლემა, რომელიც სწრაფად უნდა მოაგვაროს, რათა არ გამოიწვიოს სისტემაში

შეფერხებები.

ზემოთ მოცემული სიტუაციიდან გამომდინარე, TAKA–ს აქვს რეაგირების შემდეგი სამი

ვარიანტი:

1. არ მოახდინოს რეაგირება აღნიშნულ პრობლემაზე და დატოვოს „წინა დღის“ ბაზარი

50 მგვტ. ელექტროენეგიის ნაკლებობაში, რომლის ანაზღაურებაც მოხდება TAKA–ს

მიერ საბალანსო ბაზარზე დაფიქსირებული მაღალი ფასით;

2. მოახდინოს 50 მგვტ. ელექტროენერგის ჩანაცვლება მისი C ერთეულის ჩართვით;

3. იყიდოს 50 მგვტ. ელექტროენერგიის ჩასანაცვლებელი ელექტროენერგია „წინა დღის“

ბაზარზევე.

ცხრილი 7.6. „წინა დღის“ ბაზარზე ელექტროენერგიის ყიდვისა და გაყიდვის წინადადებები 11 ივნისის

დღის 14:00–15:00 საათისათვის

11 ივნისი,

14:00–15:00 საათი იდენტიფიკატორი რაოდენობა (მგვტ.)

ფასი

($/მგვტ.)

ელექ

ტრ

ოენ

ერგ

იი

ს

გაყ

იდ

ვაზ

ე

წარ

მოდ

გენ

ილ

ი

შეთ

ავაზ

ებებ

ი

B5 20 17.50

B4 25 16.30

B3 20 14.40

B2 10 13.90

B1 25 13.70

ელექ

ტრ

ოენ

ერგ

იი

ს

ყიდ

ვაზ

ე წა

რმო

დგ

ენი

ლი

შეთ

ავაზ

ებებ

ი

O1 20 13.50

O2 30 13.30

O3 10 13.25

O4 30 12.80

O5 50 12.55

რადგან ელექტროენერგიის ფასი საბალანსო ბაზარზე გაცილებით მაღალია, ამიტომ TAKA

არ აიჩევს პირველ ვარიანტს. მისთვის უფრო მისაღებია, იყიდოს ელექტროენერგია „წინა დღის“

ბაზარზე, რომლის ფასიც მისი C ერთეულის ზღვრულ დანახარჯებზე ნაკლებია. იქიდან

156

გამომდინარე, რომ მან უკვე მიიღო მონაწილეობა „წინა დღის“ ბაზარზე რამოდენიმე შეთავაზება

უკვე იქნა გაყიდული, ამიტომ TAKA–ს შეუძლია მიიღოს გადაწყვეტილება, მხოლოდ ბაზარზე

დარჩენილი და დამატებული შემოთავაზებების საფუძველზე.

ცხრილი 7.7. „წინა დღის“ ბაზარზე ელექტროენერგიის ყიდვისა და გაყიდვის წინადადებები 11 ივნისის

დღის 14:00–15:00 საათისათვის (ა)

11 ივნისი,

14:00–15:00 საათი იდენტიფიკატორი რაოდენობა (მგვტ.)

ფასი

($/მგვტ.)

ელექ

ტრ

ოენ

ერგ

იი

ს

გაყ

იდ

ვაზ

ე წა

რმო

დგ

ენი

ლი

შეთ

ავაზ

ებებ

ი

B5 20 17.50

B4 25 16.30

B3 20 14.40

B6 20 14.30

B8 10 14.10

ელექ

ტრ

-

ოენ

ერგ

იი

ს

ყიდ

ვაზ

ე

წარ

მო-

დგ

ენი

ლი

შეთ

ავაზ

ებებ

ი

O6 25 12.70

O4 30 12.80

O5 50 12.55

TAKA დაუყოვნებლივ აირჩევს B8, B6 და B3 წინადადებებს, რადგან ეს შეთავაზებები მას

საშუალებას აძლევს შეასრულოს მასზე დაკისრებული მოვალეობები და შეამციროს ხარჯები,

რომელიც C ერთეულის მიერ წარმოებული ელექტროენერგის დროს წარმოქმნილ ხარჯებზე

უფრო ნაკლები იქნება.

7.3.4. საბალანსო ბაზარი

კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე საბალანსო ბაზრის ძირითად ამოცანას

წარმოადგენს ელექტროენერგიის მოხმარებისა და წარმოების რეალურ მოცულობასა და

დაგეგმილს შორის გადახრის ბალანსირება. ასევე საბალანსო ბაზრის მიზანია ხელი შეუწყოს

ბაზრის მონაწილეების ეკონომიკურ სტიმულირებას, რათა მოახდინონ წარმოებისა და

მოხმარების მაქსიმალურად ზუსტი დაგეგმვა. საბალანსო ბაზარზე განაცხადების მიღება ხდება

„წინა დღის“ ბაზრის დახურვის შემდეგ და მის ფუნქციონირებაზე პასუხისმგებელია სისტემის

ოპერატორი. აღნიშნულ ბაზარზე მონაწილეობას ღებულობენ ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

მონაწილეები, რომლებიც ცნობილები არიან, როგორც ბალანსზე პასუხისმგებელი მხარები. „წინა

დღის“ ბაზრის დასრულების შემდეგ ელექტროენერგიის მწარმოებლები აკეთებენ განაცხადს მათ

მიერ დამატებითი ელექტროენერგიის შესაძლებელ წარმოებაზე გამოუყენებელი სიმძლავრეების

გამოყენებით, ხოლო ელექტროენერგიის მომხმარებლები – მათ მიერ ელექტროენერგიის

მოხმარების შესაძლო შემცირებაზე საჭიროების შემთხვევაში. საბალანსო ბაზარზე მოქმედებს

ელექტროენერგიის ყიდვის და გაყიდვის ფასი. ელექტროენერგიის ყიდვის ფასი განისაზღვრება,

157

როგორც ელექტროენერგიის წარმოების მთლიანი ხარჯი გაყოფილი ელექტროენერგიის

რაოდენობაზე. ამ შემთხვევაში ელექტროენერგიის წარმოების მთლიანი ხარჯი ტოლია

წარმოებული ელექტროენერგიის რაოდენიბისა და შემოთავაზებული ფასის ნამრავლისა. მის

ფორმულას აქვს შემდეგი სახე:

(∑ ∑ ( ))

(∑ ∑ ( ))

სადაც ∑ წარმოადგენს ყველა საბალანსო სიმძლავრის ერთეულის ჯამს, ხოლო ∑ არის ყველა

საბალანსო სიმძლავრის ერთეულის ჯამი, რომელთა ელექტროენერგიის წარმოების

შემოთავაზებებიც (ელექტროენერგიის რაოდენობა) იქნა მიღებული ფასად.

წარმოადგენს საბალანსო ბაზარზე გაყიდული ელექტროენერგიის რაოდენობას, არის

მაკორექტირებელი ფაქტორი, რომელიც ითვალისწინებს დანაკარგებს, ხოლოს არის

გადამცემი ქსელის მფლობელი კომპანიის ელექტროენერგიის შესყიდვის ფასის

მაკორექტირებელი ფაქტორი. რაც შეეხება ელექტროენერგიის გასაყიდ ფასს, იგი განისაზღვრება,

როგორც ელექტროენერგიის მოხმარების შემცირების მთლიანი ხარჯი გაყოფილი

ელექტროენერგიის რაოდენობაზე. ელექტროენერგიის მოხმარების შემცირების მთლიანი ხარჯი

ამ შემთხვევაში ტოლია შესამცირებელი ელექტროენერგიის რაოდენობისა და მისი

გაყიდვისათვის შემოთავაზებული ფასის ნამრავლისა. მის ფორმულას აქვს შემდეგი სახე:

(∑ ∑ ( ))

(∑ ∑ ( ))

სადაც ∑ წარმოადგენს ყველა საბალანსო შესამცირებელი ელექტროენერგიის სიმძლავრის

ერთეულის ჯამს, ხოლო ∑ არის ყველა საბალანსო შესამცირებელი ელექტროენერგიის

სიმძლავრის ერთეულის ჯამი, რომელთა შემოთავაზებებიც (შესამცირებელი ელექტროენერგიის

რაოდენობა) იქნა მიღებული ფასად. წარმოადგენს საბალანსო ბაზარზე შესამცირებელი

ელექტროენერგიის რაოდენობას, არის მაკორექტირებელი ფაქტორი, რომელიც

ითვალისწინებს დანაკარგებს, ხოლოს არის გადამცემი ქსელის მფლობელი კომპანიის

ელექტროენერგიის გაყიდვის ფასის მაკორექტირებელი ფაქტორი.

7.3.5. Intraday ბაზარი

Intraday ბაზარის ფუნქციონირება ხდება „წინა დღის“ ბაზარსა და საბალანსო ბაზარს

შორის. იგი ელექტროენერგეტიკული სისტემის ბალანსირების ერთ–ერთი ძირითადი

შემადგენელი ნაწილია. Intraday ბაზარის მთავარი ამოცანაა სისტემაში ელექტროენერგიის

მიწოდებისა და მოთხოვნის დისბალანსის აღმოფხვრა და მწარმოებლებისა და

მომხმარებლებისათვის ელექტროენერგიის აქტუალური და დაგეგმილი მოცულობის

დასაბალანსირებლად დამატებითი ვაჭრობის საშუალების შექმნა. როდესაც „წინა დღის“ ბაზარზე

ყველა ოპეაცია დასრულება, ბაზრის მონაწილეებს საშუალება აქვთ ხელახლა შეუსაბამონ

საკუთარი მოხმარება და წარმოება რეალურ სიტუაციას Intraday ბაზარზე, სადაც

შემოთავაზებების მიღება ხდება ელექტროენერგის ფაქტობრივ მიწოდება–მოხმარებამდე ორი

საათით ადრე. იქიდან გამომდინარე, რომ „წინა დღის“ ბაზრის მიერ დაგეგმილი

ელექტროენერგიის მოთხოვნა–მიწოდება რეალური დროში ელექტროენერგიის მოთხოვნა–

მიწოდებისგან მაინც განსხვავდება, ელექტოენერგეტიკული სისტემის უფრო ზუსტი

ბალანსირებისათვის გამოიყენება სწორედ Intraday ბაზარი, რომლის ფუნქციონირებაც რეალურ

158

დროსთან უფრო ახლოს ხდება. უპირველეს ყოვლისა, „წინა დღის“ ბაზარი არ განიხილავს

ელექტროენერგეტიკული სისტემის ფიზიკურ ასპექტებს, ანუ რეალურ დროში გამოწვეულ

შეფერხებებს. აქედან გამომდინარე Intraday ბაზარი იძლევა საშუალებას, რომ ასეთი შეფერხებები

მოგვარდეს და სისტემაში შენარჩუნდეს მოთხოვნისა და მიწოდების ბალანსი.

Intraday ბაზარი ფართოდ გამოიყენება ევროპის ქვეყნების ელექტროენერგეტიკულ

ბაზრებზე. ასევე მრავალი სხვა ქვეყანა ცდილობს მის დანერგვას საკუთარ

ელექტროენერგეტიკულ სისტემაში. როგორც „წინა დღის“ ბაზრის ასევე Intraday ბაზარი

ფუნქციონირებაზე პასუხისმგებელია ბაზრის ოპერატორი. მისი მუშაობის პრინციპი მსგავსია

„წინა დღის“ ბაზრის მუშაობის პრინციპისა. Intraday ბაზარი ფუნქციონირებს ყოველდღიურად

საათობრივ საფუძველზე, განსხვავებულია მხოლოდ შეთავაზებების მიღების დროის გრაფიკი.

„წინა დღის“ ბაზარზე შეთავაზებების მიღება ხდება ერთი დღით ადრე, ხოლო Intraday ბაზარზე

შეთავაზებების მიიღება ყოველ ორ საათში ერთხელ ელექტროენერგიის რეალურ მიწოდება–

მოხმარებამდე. მისი ფუნქციონალური სტრუქტურა მოცემულია ნახაზ 7.5–ზე.

ნახაზი 7.5. Intraday ბაზარის ფუნქციონირების სტრუქტურა

7.3.6. დამხმარე სერვისების ბაზარი

დამხმარე სერვისების ბაზრის მთავარი ფუნქციაა ელექტროენერგეტიკული სისტემის

უსაფრთხოების და საიმედოობის დაცვა მოთხოვნისა და მიწოდების ბალანსისა და სისტემაში

სტაბილური ძაბვისა და სიხშირის შენარჩუნებით. აღნიშნული ფაქტორების მართვა

ელექტროენერგეტიკული სისტემაში ხორციელდბა სისტემის ოპერატორის მიერ, როგორც

ელექტროენერგიის მწარმოებლების, ისე მოხმარებლების მართვით. დამხმარე სერვისების ბაზრის

ფუნქციონირებისათვის საჭიროა, რომ

განისაზღვროს ელექტროენერგეტიკული სისტემის მოთხოვნები;

განხორციელდეს სისტემაში ძაბვისა და სიხშირის სტაბილურობის შენარჩუნება

კონკურენციის პრინციპიდან გამომდინარე;

მოხდეს შესაბამისი მომსახურებისათვის გაწეული დანახარჯების ოპტიმალური

ანაზღაუდება.

159

დამხმარე სერვისების ბაზრის ერთ–ერთი კომპონენტია ელექტროენერგიის წარმოების

რეზერვი. რესერვის არსებობის მოთხოვნა აუცილებელია, რადგან სისტემაში მუდმივად უნდა

ხორციელდებოდეს მოთხოვნისა და მიწოდების ბალანსი. სისტემაში დისბალანსი შეიძლება

წარმოიშვას, როდესაც ელექტროენერგიის წარმოების პროგნოზი არის არასწორი ან გენერაციის

ობიექტები ვერ ახერხებენ შეთანხმებული ელექტროენერგიის რაოდენობის წარმოებას. აქედან

გამომდინარე სისტემის ოპერატორი განსაზღვრავს სხვადასხვა სარეზერვო მოთხოვნებს

სისტემაში რეაგირების სხვადასხვა დროის გათვალისწინებით:

პირველადი რეზერვი: ასეთ ტიპის რეზერვების გამოყენება ხდება დაუყოვნებლივ,

როდესაც სისტემაში წარმოიშვება შეფერხებები და საჭიროა მოთხოვნის

დაბალანსირება წამობრივად. ასეთი მოთხოვნის დასაკმაყოფილებლად საჭიროა

გენერაციის ობიექტი, რომელიც ავტომატურად იმართება;

მეორადი რეზერვი: წარმოადგენს სწრაფ რეზერვს, რომელიც საჭიროა სისტემაში

წარმოქმნილი შეფერხებების დასაბალანსებლად 5–15 წუთის ფარგლებში. ამ

შემთხვევში შეიძლება გამოყენებული იქნეს, გენერაციის ობიექტი, რომელიც

რეგულირებადია და მთელი დატვირთვით არ მუშაობს და შეუძლია გაზარდოს

ელექტროენერგიის წარმოება მაქსიმალურად მინიმალურ დროში.

საგანგებო რესერვი: გამოიყენება სისტემის დასაბალანსირებლად შეფერხებებიდან

30–60 წუთის ფარგლებში.

ელექტროენერგიის მიწოდების ხარისხი დაკავშირებულია ძაბვის კონტროლთან და

მოითხოვს, რომ ელექტროენერგიის ძაბვა შენარჩუნებული იყოს +/-5% ცვლილების საზღვრებში.

რაც შეეხება ელექტროენერგიის სიხშირის მახასიათებლებს, ამ შემთხვევაში ხდება

ელექტროენერგიის მიწოდების ნორმატიული რეგულაცია, რაც ასევე მოითხოვს, რომ

შენარჩუნდეს სიხშირის ცვლილება გარკვეულ საზღვრებში. მაგალითად, დიდ ბრიტანეთში

ელექტროენერგეტიკული სისტემა ფუნქციონირებს 50 ჰერცზე და სიხშირის ცვლილების

საზღვრები დაწესებულია +/-0.5 ჰერცზე.

ელექტროენერგეტიკულ სისტემაში სიხშირის ცვლილების შესანარჩუნებლად დაწესებულ

საზღვრებში მოითხოვს გენერაციის ნაწილის ფუნქციონირებას ავტომატურ რეჟიმში, რაც იძლევა

საშუალებას მოხდეს შესაბამის მოთხოვნაზე რეაგირება და სიხშირის შენარჩუნება. მაგალითად,

თუ სიხშირე დაეცა 4%–ით (2 ჰერცი) ამ შემთხვევაში ხდება დამატებით ელექტროენერგიის

გამომუშავება.

7.3.7. მაგალითი: საბალანსო ელექტროენერგიით ვაჭრობა საქართველოში

საქართველოში არსებული ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მოდელი ჩამოყალიბდა 2006

წელს. ამ მოდელმა ჩაანაცვლა მანამდე არსებული ერთი მყიდველის ბაზრის მოდელი. არსებული

მოდელის მიხედვით, ელექტრონერგიის ყიდვა-გაყიდვა ხორციელდება პირდაპირი (ორმხრივი)

ხელშეკრულებებით ბაზრის მონაწილებს შორის. რამდენადაც ელექტროენერგიის მიწოდება

მუდმივად თანხვედრაში უნდა იყოს მასზე მოთხოვნასთან ამიტომ ზოგ შემთხვევაში სისტემას

სჭირდება დამატებითი ელექტროენერგია, რაც არ არის გათვალისწინებული პირდაპირი

ხელშეკრულებების დროს, ან ვერ მოხერხდა ხელშეკრულებაში გათვალისწინებული ზუსტი

რაოდენობის მიწოდება. ასეთ შემთხვევაში სისტემას სჭირდება საბალანსო ელექტროენერგია.

საბალანსო ელექტროენერგია – კვალიფიციური საწარმოების მიერ შესყიდული ან/და

160

ესკო გაყიდვა

ყიდვა ელექტროსადგური

იმპორტიორი გაყიდვა

ყიდვა გამანაწ. კომპანია

პირდაპირი მომხმ.

ექსპორტიორი

საქართველოს კანონის „ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის შესახებ“ მიხედვით,

საბალანსო ელექტროენერგიით ვაჭრობა შეუძლია მხოლოდ სისტემის კომერციულ ოპერატორს

(ესკო).

კანონი ასევე განმარტავს საბალანსო ელექტროენერგიას როგორც „გაყიდული

ელექტროენერგია (სიმძლავრე), რომლითაც ხდება მყიდველთა და გამყიდველთა ფაქტობრივი

საჭიროების დაკმაყოფილება, მათ შორის, პირდაპირი ხელშეკრულებებით გათვალისწინებული

ელექტროენერგიის სახელშეკრულებო მოცულობების დაბალანსება“. ქვემოთ განხილულია თუ

როგორ განისაზღვრება საბალანსო ელექტროენერგიის მოცულობა და ფასი საქართველოში.

საბალანსო ელექტრონერგიის მოცულობის განსაზღვრა

საბალანსო ელექტროენერგიის ყიდვა და გაყიდვა ხორციელდება პირდაპირ

ხელშეკრულების სტანდარტული პირობებით. ესკო ყიდულობს ელექტროენერგიას

ელექტროენერგიის მწარმოებლებისა და იმპორტიორებისაგან, რომელსაც ჰყიდის გამანაწილებელ

კომპანიებზე, პირდაპირ მომხმარებლებზე და ექსპორტიორებზე. (იხ. ნახაზი 7.6). ნებისმიერი

სხვაობა ყოველთვიურ დაგეგმილ (პირდაპირი ხელშეკრულებების საფუძველზე) და ფაქტიურად

მიწოდებულ ელექტროენერგიას შორის წარმოადგენს საბალანსო ელექტროენერგიას და მასზე

ვაჭრობას ახორციელებს ესკო. საბალანსო ელექტროენერგიის ზუსტი მოცულობა განისაზღვრება

პოსტ-ფაქტუმ, ანუ ყოველი თვის ბოლოს განისაზღვრება თუ რა მოცულობის

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა დაკმაყოფილდა პირდაპირი ხელშეკრულებებით და რა ნაწილი

საბალანსო ელექტროენერგიით. ესკო–ს მიერ პირდაპირ ხელშეკრულებით განხორციელბული

ექსპორტი ან იმპორტი არ მიიჩნევა საბალანსო ელქტროენერგიად. თუმცა იმ შემთხვევაში, თუ

ესკო–მ იმპორტი განახორციელა პიდაპირი ხელშეკრულების გარეშე (მათ შორის ავარიულ

სიტუაციებში იმპორტი) ეს იმპორტირებული ელექტროენერგია წარმოადგენს საბალანსო

ელქტროენერგიას.

ნახაზი 7.6. საბალანსო ელექტროენერგიით ვაჭრობის სტრუქტურა საქართველოში

საბალანსო ელექტროენერგიით ვაჭრობისას ესკო განსაზღვრავს შესასყიდი და გასაყიდი

საბალანსო ელექტროენერგიის ფასსა და მოცულობას. საბალანსო ელექტროენერგიით ვაჭრობის

ანგარიშსწორება წარმოებს ყოველთვიურად.

საბალანსო ელექტროენერგიის ფასის ფორმირება

ესკო შეიძენს საბალნსო ელექტროენერგიას იმპორტიორებისა და ელექტროსადგურებისაგან

სხვადასხვა ფასებით. ძირითადად, ელექტროსადგურები იღებენ ორი ტიპის ფასის

შემოთავაზებას საბალანსო ელექტროენერგიაზე - „ზამთრის“ ფასი ( პერიოდი 1 სექტემბირდან - 1

მაისამდე) და „ზაფხულის“ ფასი (პერიოდი 1 მაისიდან - 1 სექტემბრამდე). თუმცა, ენგურისა და

ვარდნილის ჰიდროელექტროსადგურები და თბოელექტროსადგურები მთელი წლის მანძილზე

იღებენ ერთ რეგულირებულ ფასს, რომელიც დადგენილია სემეკის მიერ. ცხრილში 7.8.–ში

161

მოცემულია ესკო–ს მიერ შესყიდული საბალანსო ელექტროენერგიის ფასები, რომლებიც

მონაწილეობენ ესკოს მიერ გასაყიდი ელექტროენერგიის ფასის ფორმირებაში.

ცხრილი 7.8. ესკოს მიერ შესყიდული საბალანსო ელექტროენერგიის ფასები

მომწოდებლები „ზამთრის“ საბალანსო

ელექტროენერგიის ფასი

„ზაფხულის“ საბალანსო

ელექტროენერგიის ფასი

რეგულირებული ჰესები

ენგური 1.187 თეთრი/კვტ.სთ. 1.187 თეთრი/კვტ.სთ.

ვარდნილი 1.17 თეთრი/კვტ.სთ. 1.17 თეთრი/კვტ.სთ.

ნაწილობრივ

დერეგულირებული ჰესები i

Pmin = 1.17

თეთრი/კვტ.სთ.

თბოელექტროსადგურები jTPP

iTPP

მცირე ჰესები Pmax =9.134

თეთრი/კვტ.სთ

Pmin = 1.17


ახალი ჰესები Pmax =9.134


Pmin = 1.17


იმპორტიორები import import

სადაც,

i – წარმოადგენს სემეკის მიერ დადგენილი ტარიფის ზედა ზღვარს ნაწილობრივ

დერეგულრებული i-ური ჰესისთის;

jTPP _ წარმოადგენს სემეკის მიერ დაგდენილი ტარიფის ზედა ზღვარს j-ური

თბოელექტროსადგურისათვის;

import – იმპროტის ზედა ზღვარი, რომელიც დამტკიცებულია სემეკის მიერ;

Pmax – ესკო–ზე მიყიდული საბალანსო ელექტროენერგიის ყველაზე მაღალი წარმოების ტარიფი;

Pmin – სემეკის მიერ დადგენილი წარმოების ყველაზე დაბალი ფიქსირებული ტარიფი;

ცხრილში მოცემული ფასების საშუალო შეწონილი სიდიდე წარმოადგენს ესკოს მიერ

გაყიდული საბალანსო ელექტროენერგიის ფასს. ამ ფასით შეიძენენ საბალანსო

ელექტროენერგიას გამანაწილებელი კომპანიები, პირდაპირი მომხმარებლები და

ექსპორტიორები. ნახაზზე 7.7. მოცემულია ესკო–ს მიერ გაყიდული საბალანსო

ელექტროენერგიის ფასი 2010-2012 წლებში. როგოც ნახაზიდან ჩანს, ფასი გაცილებით დაბალია

„ზაფხულის“ პერიოდში, ანუ მაშინ როცა ჩვენთან ჰიდროენერგორესურსების ჭარბი მიწოდებაა.

162

წყარო: ესკო

ნახაზი 7.7. ესკოს მიერ გასაყიდი საბალანსო ელექტროენერგიის საშუალო შეწონილი ფასი, 2010–2012

წლებში.

თუ რომელიმე კვალიფიციური საწარმოს სურვილია საბალანსო ელექტროენერგიის

ექსპორტი, ყოველი კალენდარული წლის 1 სექტემბრიდან 1 მაისამდე, შესაბამისმა პირმა უნდა

შეიძინოს ესკო–ზე მიყიდული ყველაზე ძვირი საბალანსო ელექტროენერგია. იმ შემთხვევაში თუ

ყველაზე მაღალი ფასის მქონე საბალანსო ელექტროენერგიის რაოდენობა არ არის საკმარისი,

შევსება ხდება ტარიფის კლების პრინციპით, ანუ მეორე ყველაზე მაღალი ტარიფის მქონე

საბალანსო ელექტროენერგიით და ა.შ.

163


1. Daniel S. Kirschen, Goran Strbac, “Fundamentals of Power System Economics”, 2004, John Wiley

& Sons

2. მურთაზ კვირკვაია, ვასილ კიკუტაძე, დავით სიხარულიძე, „ენერგეტიკის ბიზნესი“, 2011,

გრიგოლ რობაქიძის უნივერსიტეტი,

3. Barrie Murray, “Power Markets and Economics: Energy Costs, Trading, Emissions”, 2009, John

Wiley & Sons

4. Davis W. Edwards, “Energy Trading and Investing”, 2010, McGraw-Hill

5. ელექტროენერგეტიკული სისტემის კომერციიული ოპერატორის (ესკო) ოფიციალური

ვებ-გვერდი www.esco.ge



http://www.esco.ge/

164

8. ელექტროენერგეტიკული ბაზრების ინტეგრაცია


წინამდებარე თავში განხილულია რეგიონული ელექტროენერგეტიკული ბაზრების

ჩამოყალიბების ძირითადი მამოძრავებელი ძალები და მათი ინტეგრაციის დადებითი და

უარყოფითი მხარეები. გაანალიზებულია აშშ-ის რეგიონული ბაზრების დაარსების თანმდევი

პირდაპირი და გარე ეფექტები. მოცემულ თავში ასევე გაანალიზებულია ევროკავშირის ერთიანი

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ჩამოყალიბების ძირითადი ეტაპები და სამართლებრივი

დოკუმენტები. და ბოლოს, განხილულია პირველი საერთაშორისო ელექტროენერგეტიკული

ბაზრის - ნორდპულის ჩამოყალიბების ისტორია, ნორდპულის სპოტური და საბალანსო ბაზრის

ფუნქციონირების ძირითადი პრინციპები და თავისებურებები.

8.1. ვერტიკალურად ინტეგრირებული მონოპოლიებიდან რეგიონულ ბაზრებამდე

დიდი ხნის მანძილზე ეკონომისტები თვლიდნენ, რომ ელექტროენერგიის წარმოების,

გადაცემისა და მიწოდების ხარჯების სტრუქტურა მაღალი კაპიტალ-ინტენსიურობის გამო

რადიკალურად განსხვავდებოდა სხვა დარგების ხარჯების სტრუქტურისაგან.

ელექტროენერგეტიკული სექტორის განვითარების პირველი ეტაპები ხასითდებოდა ქაოსური

კონკურენციით. სხვადასხვა განაწილების კომპანიები ერთი და იგივე ტერიტორიებზე აშენებდნენ

პარალელურ გადაცემისა და განაწილების ხაზებს და კონკურენციას უწევდნენ ერთმანეთს

მომხმარებელების გადმობირებისათვის. თუმცა შემდგომ პერიოდში ელექტროენერგეტიკული

კომპანიები მივიდნენ იმ დასკვნამდე, რომ სექტორისათვის დამახასიათებელი იყო მასშტაბის

ეკონომია: რაც უფრო დიდი იყო კომპანია, მით უფრო ეფექტიანი იყო მისი საქმიანობა. სწორედ

ამის გამო, ბოლო ეტაპამდე ეკონომისტებს სწამდათ, რომ ელექტროენერგეტიკულ სექტორში

რეგულირებადი მონოპოლია იყო ყველაზე ეფექტიანი სტრუქტურა ხარჯების ეკონომიის მხრივ.

რეგულირებადი მონოპოლია დღესაც ითვლება გადაცემისა და განაწილების ქსელის

საქმიანობის ყველაზე ეფექტიან ფორმად, თუმცა მასშტაბის ეკონომიის არსებობა გენერაციის

სფეროში, კითხვის ნიშნის ქვეშ დადგა. მიკროეკონომეტრიკული ანალიზის საფუძველზე,

თანამედროვე ენერგოეკონომისტების აზრით, გენერაციის სფეროში შესაძლებელი გახდა

კონკურენტული ბაზრის ჩამოყალიბება. დასაშვები გახდა ახალი რგოლის - ელექტროენერგიით

მოვაჭრეთა საქმიანობა, მათ შორის ისეთებისაც რომლებიც არ ფლობდნენ არც გენერაციისა და

არც დატვირთვის ობიექტებს.

ელექტროენერგიის ფასების სტაბილიზაციისთვის საკმარისი არ აღმოჩნდა მხოლოდ

საბითუმო დონეზე ელექტროენერგეტიკული ბაზრის გახსნა და მისი გაფართოება ახალი ბაზრის

მონაწილეებისთვის. ამის უმთავრესი მიზეზი კი გადაცემის კომპანიების დისკრიმინაციული

საქმიანობა იყო. ისინი ხელოვნურად ზღუდავდნენ ქსელზე დაშვებას, რაც იწვევდა გადაცემის

მომსახურების ფასის გაზრდას. ამ მიზეზის გამო ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკის ერთ-

ერთი უმთავრესი მიმართულება გახდა გადაცემის ქსელზე არადისკრიმინაციული და

ტრანსპარენტული დაშვება ელექტროენერგიის საბითუმო ბაზარზე კონკურენციის ხელშეწყობის

მიზნით. განასაკუთრებით ბოლო წლებში, ელექტროენერგეტიკულ სექტორში კონკურენციის

ხელშეწყობა ეროვნულ თუ რეგიონულ დონეზე მოიაზრება თითქმის ყველა განვითარებული და

165

ზოგიერთი განვითარებადი ქვეყნის ენერგეტიკული პოლიტიკის ძირითად მიმართულებად.

მიუხედავად იმისა, რომ ელექტროენერგეტიკული სექტორის რეფორმა განსხვავებული

თავისებურებებით წარიმართა და მიმდინარეობს თითოეული რეგიონსა და ქვეყნაში, მაინც

თითოეული მათგანი ეყრდნობა შემდეგ ძირითად მიდგომებსა და პრინციპებს:

ვერტიკალურად ინტეგრირებული მონოპოლიების დაყოფა გენერაციის, გადაცემისა

და განაწილების ცალკე საქმიანობებად. არსებობს სხვადასხვა დონის გამოყოფა-

განცალკევება, დაწყებული ქსელური და წარმოების საქმინობების ბუღალტრული

გამოყოფითა და ამ საქმიანობების საკუთრების ფორმის განცალკევებით

დამთავრებული (ე.წ. Ownership Unbundling).

კონკურენტული გარემოს შექმნა გენერაციის სფეროში. აღნიშნული გულისხმობს, რომ

საცალო მომწოდებელებს შეუძლიათ თავად აირჩიონ ის გენერაციის წყარო, რომელიც

მათ მიაწვდის ელექტროენერგიას. ასეთ შემთხვევაში, ელექტროენერგიის წარმოების

ფასი წარმოადგენს მყიდველსა და გამყიდველს შორის მოლაპარაკების საფუძველზე

დადგენილ ფასს და არა მარეგულირებლის მიერ ხარჯების საფუძველზე დადგენილ

ტარიფს.

ელექტროენერგიის სპოტური ბაზრების ჩამოყალიბება (ზოგიერთ შემთხვევაში ასევე

დამხმარე მომსახურებების - სიმძლავრისა და რეზერვით ვაჭრობის კონკურენტული

ბაზრების ჩამოყალიბება).

ელექტრული ქსელების მართვა დამოუკიდებელი კომპანიის მიერ რეგიონულ

დონეზე. ასეთ შემთხვევაში, მხოლოდ რეგიონული გადაცემის სისტემის ოპერატორი

(რგსო - RTO53) ახორციელებს რეგიონული ელექტროენერგეტიკული სისტემის, მათ

შორის რეგიონული ელექტრული ქსელის მართვას, განსაზღვრულ გეოგრაფიულ

ტერიტორიაზე.

რეგიონული ბაზრების გამართული ფუნქციონირებისათვის აუცილებელია ამ ოთხივე

მოთხოვნის დაკმაყოფილება. განსაკუთრებულ მნიშვნელობას კი ბოლო ორი საკითხი იძენს. რგსო

ორგანიზებას უწევს ასევე ელექტროენერგიის სპოტურ ბაზარს (შესაძლებელია ასევე, რომ რგსო

ორგანიზებას უწევდეს დამხმარე სერვისების - მბრუნავი და ცივი რეზერვისა და სიმძლავრის

ბაზარს).

გენერაციის ობიექტები აუქციონზე ათავსებენ შეთავაზებებს, თუ რა ფასად მიაწვდიან ისინი

ელექტროენერგიას. რგსო ამ შეთავაზებებს დაახარისხებს მზარდი წყობით. შესაბამისად, დაბალი

დანახარჯების მქონე ელექტროსადგურები მიაწვდიან საბაზო, ხოლო მაღალი დანახარჯების

მქონე ელექტროსადგურები - პიკურ ელექტროენერგიას. ბაზრების ინტეგრაციის პირობებში

ელექტროენერგიის ბირჟაზე უფრო მეტი ელექტროსადგური მონაწილეობს, რაც ზრდის

კონკურენციას. გადაცემის სისტემის გამტარუნარიანობის შეზღუდულობის გამო,

ელექტროენერგიით ვაჭრობა რეგიონულ დონეზე ხშირ შემთხვევაში საჭიროებს გადატვირთვების

მართვის დახვეწილი სისტემის არსებობას. ეს სისტემა ეფუძნება გადამცემი ხაზის

გადატვირთვების მართვის უფრო მეტად ფინანსურ, ვიდრე ფიზიკურ ასპექტებს.

ელექტროენერგიის მომხმარებლამდე მიწოდება უნდა ასახავდეს ყველა სოციალურ ხარჯს

53 არსებობს ფორმალური განსხვავებები რეგიონულ გადაცემის ოპერატორს (RTO), გადაცემის სისტემის

ოპერატორსა (TSO) და სისტემის დამოუკიდებელ ოპერატორს (ISO) შორის მართვის სტრუქტურისა და

გადატვირთვების მართვის კუთხით. თუმცა მოცემულ თავში ჩვენ საუბარი გვექნება რეგიონული

გადაცემის ოპერატორზე (RTO) რომელიც მართავს როგორც სხვადასხვა კომპანიის მფლობელობაში

არსებულ გადაცემის აქტივებს, ასევე ორგანიზებას უწევს ელექტროენერგიის რეგიონულ სპოტურ ბაზარს.

166

რომელიც გაწეულ იქნა. ასეთ პირობებში, საათობრივი წონასწორული (კლირინგული) ფასი

მთელი რეგიონისთვის არ შეიძლება ზუსტად ასახვდეს ასოცირებულ ხარჯებს. შესაბამისად,

რეგიონულ ბაზრებზე გამოიყენება ე.წ. ლოკაციური ზღვრული ფასები (ლზფ).

ლზფ წარმოადგენს ელექტროენერგიის ზღვრულ ფასებს იმ ადგილას, სადაც ის იქნა

წარმოებული ან მოხმარებული. ელექტროენერგიის ტრანსპორტირებისა და გადაცემის ქსელის

გადატვირთვებთან დაკავშირებული ხარჯები ასახული იქნება ელექტროენერგიის ბაზარზე

განსხვავებული ლზფ-ით. ელექტროენერგიის მიწოდების ზღრული ხარჯი რომელიმე

კონკრეტულ ადგილზე დამოკიდებულია: გენერაციის ზღვრულ ხარჯზე, ელექტრონერგიის

მოთხოვნასა და გადაცემის სისტემის გამოყენების ხარჯზე. ნახაზზე 8.1 ილუსტრირებულია

ლოკაციური ზღვრული ფასის შემადგენელი კომპონენტები.

ნახაზი 8.1. ლოკაციური ზღვრული ფასის შემადგენელი კომპონენტები

ლზფ ფართოდ გამოიყენება რეგიონულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე.

მაგალითისთვის, აშშ-ის ყველაზე უფრო განვითარებული რეგიონული ელექტროენერგეტიკული

ბაზარი PJM54 იყენებს ლზფ-ს ენერგიის ღირებულების გამოსათვლელად მის კონტროლირებად

ტერიტორიაზე არსებულ 2000-ზე მეტ კვანძზე, როგორც ერთი დღით ადრე თითოეული

საათისათვის ელექტროენერგიის წინა დღის ბაზარზე, ისე ყოველ 5 წუთში რეალური დროის

ელექტროენერგიის ბაზრისათვის.

8.2. ბაზრების ინტეგრაციის დადებითი და უარყოფითი მხარეები აშშ-ის რეგიონული

ელექტროენერგეტიკული ბაზრების მაგალითზე55

ათ წელზე მეტი გავიდა მას შემდეგ რაც აშშ-მა და დასავლეთ ევროპის ქვეყნებმა

ელექტროენერგეტიკული სექტორის რესტრუქტურიზაცია და ბაზრების გაერთიანება წამოიწყეს.

თუ რამდენად წარმატებულია ეს ახალი წამოწყება (შეიძლება ითქვას, ექსპერიმენტიც კი)

ძალზედ საკამათო და კონტრასტული საკითხია. დღესდღეობით შეუძლებელია გადაჭრით იმის

თქმა თუ რა სარგებელი და დანახარჯები მოიტანა ბაზრების ინტეგრაციამ. შესაბამისად ახალი

ელქტროენერგეტიკული პოლიტიკის მიმართულებები დიდწილად დამოკიდებულია ბაზრების

ინტეგრაციის დეტალურ ხარჯ-სარგებლის ანალიზის შედეგებზე. ჯერჯერობით ათწლიანი

გამოცდილებაც კი არ აღმოჩნდა საკმარისი აღნიშნული ანალიზის გასაკეთებლად.

არსებობს რამდენიმე კვლევა, რომლებიც ყურადღებას ამახვილებენ რომელიმე

კონკრეტულ ფაქტორზე რომელიც მიუთითებს ბაზრების გაერთიანების დიდ სარგებელზე,

თუმცა სხვა მკვლევარები ხაზს უსვამენ იმ დიდ დანახრაჯებს, რაც დაკავშირებულია ბაზრების

54 PJM წარმოსდგება პენსილვანია, ნიუ-ჯერსისა და მერილენდის ინტერკონექციის შედეგად

ჩამოყალიბებულ რეგიონული ბაზრის აღსანიშნავად, თუმცა დღესდღეობით PJM გაცილებით მეტ შტატს

აერთიანებს. 55 ქვეთავი შედეგენილია ამერიკელი მკვლევარის სეთ ბლუმსეკის ნაშრომზე - „რეგიონული ქსელის

ინტეგრაციის ხარჯ-სარგებლის ანალიზი“ დაყრდნობით [3].

167

გაერთიანებასთან. წინამდებარე ქვეთავში წარმოდგენილი იქნება იმ ფაქტორების ჩამონათვალი

და დახასიათება აშშ-ის მაგალითზე, რომლებიც გათვალისწინებული უნდა იყოს ბაზრების

ინტეგრაციის ხარჯ-სარგებლის ანალიზის დროს.

საწყისი შეფასებების მიხედვით, რეგიონული ელექტროენერგეტიკული ბაზრების

ინტეგრაციას სარგებელი უნდა მოეტანა მომხმარებლებისთვის. გაზრდილ კონკურენციასა და

ელექტროსადგურების ეფექტიანობის ამაღლებას შედეგად უნდა მოჰყოლოდა საცალო

ელექტროენერგიის ფასების შემცირება, თუმცა განსხვავებული შედეგები სხვადასხვა შტატში

გვაფიქრებინებს, რომ ბაზრების ინტეგრაცია დაკავშირებულია სერიოზულ დანახრჯებთან,

რომლებიც ზოგ შემთხვევაში ბაზრების გაერთიანებიდან მიღებულ სარგებელს უტოლდება ან

აღემატება კიდეც. ქვემოთ განვიხილავათ იმ ეფექტებს, რაც თან სდევს ბაზრების ინტეგრაციას.

8.2.1. ელექტროენერგეტიკული სისტემის უსაფრთხოება

ბაზრების ინტეგრაციის უმთავრესი მონაპოვარი სწორედ ელექტროენერგეტიკული

უსაფრთხოების გაზრდაა, რამდენადაც ბაზრების გაერთიანების პირობებში იზრდება

ელექტროენერგიის მიმწოდებელთა რაოდენობა. ბაზრების გაერთიანების შედეგად იზრდება

როგორც ხელმისაწვდომი ელექტროენერგეტიკული სიმძლავრეების აბსოლუტური ჯამური

სიდიდე, ისე სხვადასხვა ტიპის ელექტროსადგურების რაოდენობა, რაც მიწოდების რისკის

დივერსიფიკაციას უწყობს ხელს. რეგიონული ბაზრების პირობებში მყარი ბაზისური

სიმძლავრეების არსებობა, ასევე ხელს უწყობს საკმაოდ ცვალებადი წარმოების მქონე

განახლებადი ენერგიების ინტეგრირებას ქსელში.

8.2.2. საბითუმო ბაზრებზე გავლენა

რეგიონული ბაზრების ინტეგრაციამ ხელი შეუწყო ლიკვიდური საბითუმო ბაზრების

ჩამოყალიბებას. ამ ელექტროენერგეტიკული ბაზრებისათვის დამახასიათებელია კონკურენციის

მაღალი დონე, თუმცა ბაზრის მონიტორინგისა და ჩარევის გარეშე, დიდი ალბათობაა, რომ

კონკურენტული გარემო დაირღვევა.

ბაზრების ინტეგრაციის შედეგად იზრდება ვაჭრობის მოცულობა და საბითუმო ბაზრი

უფრო ლიკვიდური ხდება. მაგალითისთვის, ექსპერტების შეფასებით, PJM - ის საბითუმო

ბაზრების არეალის გაფართოებამ წაახალისა ვაჭრობა, განსაკუთრებით კი ხელი შეუწყო იაფი

ენერგორესურსების მქონე ტერიტორიების ინტეგრაციას PJM-ის ბაზარზე. ამ ტერიტორიებიდან

PJM - ის ინტერფეისზე ელექტროენერგიის გადადინება 15-იდან 25 პროცენტამდე გაიზარდა. აშშ-

ის ფედერალური ენერგეტიკის მარეგულირებელი კომისიის (FERC) დაკვეთის საფუძველზე,

საკონსულტაციო კომპანია ICF-მა შეაფასა, რომ რეგიონული ბაზრების ინტეგრაციის შედეგად

წმინდა დისკონტირებული სარგებელი შეადგენს 40 მილიარდ აშშ დოლარს, რომლის ძირითადი

ნაწილი მოდის დანაზოგებზე ბაზრის ეფექტიანობის ამაღლებიდან, გაუმჯობესებული სისტემის

დაგეგმვიდან და მოთხოვნის ელასტიურობის გაზრდიდან. კვლევის საფუძველზე დადგინდა,

რომ დიდი რეგიონული ბაზრების ჩამოყალებება უფრო სასარგებლოა, ვიდრე მცირე ბაზრების.

168

8.2.3. ეფექტიანობის ამაღლება გენერაციის სფეროში

რეგიონულ დონეზე დისპეტჩერიზაციის განხორციელებამ გაზარდა დაბალი ცვლადი ხარჯის

მქონე ატომური ელექტროსადგურებისა და ქვანახშირზე მომუშავე ელექტროსადგურების

ეფექტიანობა. ერთიანმა საფასო აუქციონის გამოყენებამ რგსო-ის ბაზრებზე წაახალისა

გენერაციის ობიექტები, რათა მათ ოპერირება გაეწიათ უფრო მაღალ დონეზე.

არსებობს განსხვავება ფასების შემცირებასა და ხარჯების შემცირებას შორის.

ელექტროენერგიის ფასების შემცირება გაცილებით მარტივი საქმეა, რამდენადაც ის ხშირ

შემთხვევაში ექვემდებარება პოლიტიკურ გადაწყვეტილებებს. თუმცა, რეალურად, სოციალური

სარგებელის მოტანა შეუძლია მხოლოდ შემცირებულ ხარჯებს, რომელიც დაკავშირებულია

ელექტროენერგეტიკული სისტემის თითოეული დარგის ეფექტიანობის გაზრდასთან. ახალი

ტიპის კონკურენტული ბაზრების უპირატესობა კი სწორედ იმაში მდგომარეობს, რომ ის ხელს

უწყობს ეფექტიანი და დაბალახარჯიანი კომპანიების ოპერირებას, ხოლო მაღალხარჯიან

ფირმებს აიძულებს ბაზრის დატოვებას. ემპირიულმა დაკვირვებებმა დაადასტურეს, რომ

რეგიონული ბაზრების ჩამოყალიბებამ გაზარდა დიდი ელექტროსადგურების საოპერაციო

ეფექტიანობა, განსაკუთრებით კი ატომური ელექტროსადგურებისა და ქვანახშირზე მომუშავე

თბოსადგურებისა. ერთიანი საფასო აუქციონის მექანიზმი, რომელიც თითქმის ყველა რეგიონულ

ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე გამოიყენება, ახალისებს საბაზისო ელექტროსადგურებს, რათა

გაზარდონ საბაზისო ელექტროენერგიის მიწოდება. ამის უმთავრესი მიზეზი კი საფასო

მექანიზმია, რომელიც სისტემის ზღვრულ ფასს უხდის ყველა ელექტროსადგურს, მათ შორის

იმათაც, რომელთა წარმოების ზღვრული ხარჯი გაცილებით ნაკლებია სისტემის წარმოების

ზღვრულ ხარჯზე.

სისტემის ზღვრული ფასი დგინდება იმ ბოლო ელექტროსადგურის ზღვრული ხარჯის

მიხედვით, რომელმაც უნდა შეავსოს ელექტროენერგიის მიწოდება-მოთხოვნას შორის არსებული

სხვაობა თითოეული საათისათვის. პიკური დატვირთვის პირობებში, ეს „ზღვრული

ელექტროსადგურები“ ხშირად ბუნებრივ გაზზე მომუშავე თბოელექტროსადგურებს

წარმოადგენენ, რომელთა ცვლადი ხარჯი გაცილებით მაღალია სხვა თბოსადგურებთან და

ატომურ ელექტროსადგურებთან შედარებით. მაგალითისათვის, აშშ-ში ბუნებრივ გაზზე

მომუშავე თბოსადგურის ხარჯი წარმოადგენს 60 $/მგვტ.სთ.-ზე, მაშინ როდესაც ქვანახშირზე

მომუშავე თბოსადგურის ან ატომური ელექტროსადგურის ზღვრული ხარჯი დაახლოებით

20$/მგვტ.სთ.-ზეა. შესაბამისად, ერთიანი საფასო აუქციონის პირობებში, ყველა ქვანახშირზე

მომუშავე თბოსადგური ან ატომური ელექტროსადგური მიიღებს სისტემის ზღვრული ხარჯის

ტოლ გასაყიდ ფასს, ანუ 60 $/მგვტ.სთ-ზე. ყოველივე ზემოთ აღნიშნულიდან გამომდინარე,

დაბალი დანახარჯების მქონე ელექტროსადგურებს გააჩნიათ მაღალი მოტივაცია, რომ

მოახდინონ კონკურენტულ ბაზარზე ყოფნის დროის მაქსიმიზაცია. რასაკვირველია, ამ

ელექტროსადგურების მიერ მიღებული მოგება რაღაცის ხარჯზე ხდება, თუმცა ამ საკითხს

მოგვიანებით, 8.2.7 ქვეთავში შევეხებით.

ეფექტიანობის შეფასების ერთ-ერთი გამოყენებადი მეთოდია წლიური დატვირთვის

ფაქტორი (Capacity Factor), რომელიც უდრის რეალურად გამომუშავებული ენერგიის შეფარდებას

ელექტროსადგურის გამომუშავების მაქსიმალურ პოტენციალთან.

169

ნახაზი 8.2 ატომური ელექტროსადგურის, ბუნებრივ გაზსა და ქვანახშირზე მომუშავე

თბოელექტროსადგურების საშუალო წლიური დატვირთვის ფაქტორები აშშ-ში, 1990-2005 წლებში

ნახაზზე 8.2 მოცემულია ატომური ელექტროსადგურის, ბუნებირვ გაზსა და ქვანახშირზე

მომუშავე თბოელექტროსადგურების საშუალო წლიური დატვირთვის ფაქტორები აშშ-ში, 1990-

2005 წლებში. 90-იანი წლების დასაწყისდან მოყოლებული, როდესაც აშშ-ის აღმოსავლეთ

ნაწილში ჩამოყალიბდა კონკურენტული რეგიონული ელექტროენერგეტიკული ბაზრები,

ატომური ელექტროსადგურებისა და ქვანახშირზე მომუშავე თბოელექტროსადგურებისათვის

დატვირთვის ფაქტორი სტაბილურად იზრდებოდა. თუმცა, სიტუაცია რადიკალურად

განსხვავებული აღმოჩნდა ბუნებრივ გაზზე მომუშავე თბოელექტროსადგურებისთვის. ბუნებრივ

გაზზე ფასების ზრდამ ეს თბოელექტროსადგურები არაკონკურენტუნარიანები გახადა

რეგიონულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე.

კონკრეტულად ატომურ ელექტროსადგურებზე უფრო დეტალურმა დაკვირვებამ აჩვენა,

რომ რეგიონული ბაზრების ჩამოყალიბებას ჰქონდა დამატებითი ეფექტი მათთვის. კერძოდ,

დატვირთვის ფაქტორი გაიზარდა ყველა ატომური ელექტროსადგურისათვის, თუმცა ის

გაცილებით სწრაფად გაიზარდა იმ კომპანიებისათვის, რომლებიც ფლობდნენ სამზე მეტ

ატომურ ელექტროსადგურს (იხ. ნახაზი 8.3). ეს ფაქტი მიუთითებს, რომ არსებობს მასშტაბის

ეკონომიის ეფექტი ატომურ ენერგეტიკაში. მიუხედავად იმისა, რომ ჰორიზონტალური

ინტეგრაცია წარმოადგენს სერიოზულ პრობლემას და ის რეგულირდება ანტიმონოპოლიური

კანონმდებლობით, გადაწყვეტილების მიღების წინ აუცილებელია მოხდეს კონკურენციის

გაზრდის შედეგად მიღებული სარგებლის შედარება უარყოფილი მასშტაბის ეკონომიისაგან

მიღებულ დანახარჯთან.

170

ნახაზი 8.3. დატვირვის ფაქტორის ზრდა ატომური ელექტროსადგურების (აეს) მფლობელი

კომპანიებისთვის

8.2.4. საცალო ფასებზე გავლენა

დარგის მეცნიერთა შორის ცხარე კამათი მიმდინარეობს თუ რამდენად გამოიწვია

ბაზრების ინტეგრაციამ საცალო ელექტროენერგიის ფასების კლება. იმის გამო, რომ სხვადასხვა

რეგიონული ბაზრები იყენებენ განსხვავებულ მიდგომას ფასებთან დაკავშირებით (მაგ. ფასების

ზედა ზღვრის დაწესება მარეგულირებლების მიერ), საცალო ფასებზე გავლენის შეფასება

გართულებულია. კვლევას ართულებს ის ფაქტიც, რომ საყოფაცხოვრებო სექტორის მოხმარება და

ფასები კონტროლდება მარეგულირებელი კომისიების მიერ და ხშირ შემთხვევაში ადგილი აქვს

ჯვარედინ სუბსიდირებას, რაც ინტეგრაციის ნეტ ეფექტის დადგენას უშლის ხელს.

ეფექტიანობის ამაღლება და ელექტროენერგიის წარმოების ხარჯების შემცირება

პირდაპირპროპორციულად ვერ აისახა სამომხმარებლო ფასებზე. ასევე, განხილვის საგანია

გეოგრაფიული მასშტაბი, თუ რომელი შტატისთვის შემცირდა ელექტროენერგიის

სამომხმარებლო ფასები. მაგალითისთვის, იმ შტატებისთვის რომლებიც ფლობენ ძვირი

ელექტროენერგიის წარმოების საშუალებებს, უფრო მეტად მოსალოდნელია სამომხარებლო

ფასების შემცირება ბაზრების ინტეგრაციის შედაგად, თუმცა, საპირისპირო ეფექტი შეიძლება

ჰქონდეს ბაზრების ინტეგრაციას იმ შტატების მოსახლეობისთვის, სადაც ელექტროენერგიის

წარმოება შედარებით იაფია. განსხვავებული შედეგები სხვადახვა რეგიონულ ბაზრებზე

სამომხარებლო ფასების შემცირების კუთხით გვაფიქრებინებს, რომ არსებობს სხვა ფაქტორებიც

რომლებიც ხშირად ყურადღების მიღმაა დარჩენილი და არ არის სათანადო დონეზე შეფასებული.

მომდევნო ქვეთავები სწორედ ამ ფაქტორებს განიხილავს.

8.2.5. რგსო-ს ოპერირების ხარჯები

ხარჯ-სარგებლის ანალიზის დროს აუცილებელია რგსო-ს დაარსების და ოპერირების

ხარჯების გათვალისწინება, მიუხედვად იმისა, რომ უმეტეს შემთხვევაში მათი წილი მთლიან

ხარჯებში დიდი არ არის. რგსო-ს ძირითად ფუნქციას წარმოადგენს სისტემის ეკონომიკური

დისპეტჩერიზაცია და ლოკაციური ზღვრული ფასების გამოთვლა, ზოგ შემთხვევაში ყოველი 5

171

წუთის სიხშირით. ამ მათემატიკური ოპტიმიზაციის ამოცანას ხშირად არა აქვს მარტივი

ამონახსენი და საჭიროებს დიდ ძალისხმევას, განსაკუთრებით კი დიდი რეგიონული

სისტემებისთვის. შესაბამისი კომპიუტერული პროგრამის შექმნა კი დიდ ფულად და დროით

დანახარჯებთანაა დაკავშირებული. კალიფორნიის ელექტრენერგეტიკული კრიზისის შემდეგ,

რგსო-ებმა გააძლიერეს კონკურენტული ბაზრის მონიტორინგი, რამაც დამატებითი ხარჯები

მოითხოვა. ნახაზებზე 8.4 და 8.5 მოცემულია აშშ-ის რგსო-ების საწყისი და საოპერაციო ხარჯები.

ნახაზი 8.4. აშშ-ის რგსო-ებისა (RTO) და სდო-ების (ISO) საწყისი ხარჯები

ნახაზი 8.5. აშშ-ის რგსო-ებისა (RTO) და სდო-ების (ISO) საოპერაციო ხარჯები

რასაკვირველია რგსო-ს დაარსებისა და შენახვის ხარჯები მაღალია, მაგრამ მისი წილი

საბაზრო ფასებში საკმაოდ მცირეა. მაგალითისათვის, PJM-ის ბაზარზე საშუალო ლოკაციური

172

ზღვრული ფასი 2004 წელს 42$/მგვტ.სთ-ზე იყო56, მაშინ როდესაც PJM-ის ხარჯები შეადგენდა 0.9

$/მგვტ.სთ-ზე, რაც მთლიანი საბაზრო ფასის 2%-ზე ნაკლებია. უმეტეს რგსო-თვის საწყისი ხარჯი

ერთი წლის საოპერაციო ხარჯს შეადგენს, თუმცა ზოგ შემთხვევებში ის შეიძლება გაცილებით

მაღალი იყო.

8.2.6. რეგიონული ურთიერთშემავსებელები

სისტემებს, რომელთაც ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის ერთგვარი დროის მრუდები

ახასიათებთ (პიკური და არაპიკური მოთხოვნა ერთნაირად ყალიბდება რეგიონული სისტემის

სხვადასხვა ტერიტორიაზე), სჭირდებათ გაცილებით მეტი ინვესტიცია რეგიონული გადაცემის

ინფრასტრუქტურაში. იმ სისტემებს კი, რომლებსაც ახასიათებთ სეზონური ასიმეტრიულობა

(მაგალითად, რეგიონული სისტემის აღმოსავლეთ ნაწილი მოიხმარს ელექტროენერგიის

მაქსიმალურ რაოდენობას ზამთარში, ხოლო დასავლეთ ნაწილი – ზაფხულში) შეუძლიათ მიიღონ

დიდი სარგებელი ბაზრების გაერთიანებისგან გადაცემის ინფრასტრუქტურაში მასიური

ინვესტიციების გარეშეც.

გადამცემი ხაზების გაფართოებისათვის დამატებითი სახსრების მოძიება წარმოადგენს

უმთავრეს ბარიერს რეგიონული ბაზრების ინტეგრაციისთვის. უმეტეს შემთხვევებში, ბაზრების

ინტეგრაციიდან მიღებული სარგებელი მსხვერპლს მოითხოვს: ახალი ინვესტიციები გადაცემის

სფეროში. ყველაზე სრულყოფილ რეგიონულ ბაზრებზეც კი, სადაც ჰარმონიზებული ბაზრის

წესები და ბაზრის ფუნქციონირებისათვის საუკეთესო გარემოა, ხშირად კონკურენცია იზღუდება

გადამცემი სისტემის არასრულფასოვნების გამო. სხვადასხვა რეგიონს შორის

ურთიერთშემავსებელი დატვირთვის მრუდების არსებობას გარკვეულწილად შეუძლია

ჩაანაცვლოს დამატებითი ინვესტიციები გადაცემის სფეროში. იმ სისტემების ინტეგრაცია,

რომელთათვისაც დამახასიათებელია ურთიერთშემავსებელი დატვირთვის მრუდები და ფლობენ

საკმარის გენერაციის სიმძლავრეებს, შეიძლება აღმოჩნდეს სასარგებლო გადაცემის სისტემის

არსებითი გაფართოების გარეშეც კი. ცხრილი 8.1 და 8.2 წარმოადგენს მოთხოვნის კორელაციის

მატრიცას აშშ-ს აღმოსავლეთ და დასავლეთ ინტერკონექციისთვის (იხილეთ დანართი #1 ).

ცხრილი 8.1 მოთხოვნის კორელაციის მატრიცა აშშ-ს აღმოსავლეთ ინტერკონექციის რგსო-ებისა და სდო-

ებისთვის

56 ზოგირთ შემთხვევებში მსხვილ მომხმარებლებს უწევდათ 10 $/მგვტ.სთ-ზე მომსახურების საფასურის

PJM-ისთვის გადახდაც კი, თუმცა ასეთი მოსაკრებელები დროებით ხასიათს ატარებდა.

173

ცხრილი 8.2 მოთხოვნის კორელაციის მატრიცა აშშ-ს დასავლეთ ინტერკონექციის რგსო-ებისა და სდო-

ებისთვის

როგორც ცხრილებიდან ჩანს, აღმოსავლეთ ინტერკონექციის რეგიონულ ბაზრებზე

არსებულ დატვირთვებს შორის მჭიდრო კორელაცია არსებობს. მაგალითად, როდესაც

პენსილვანიის შტატში მაღალია ელექტროენერგიაზე მოთხოვნა, ანალოგიური სიტუაციაა ნიუ-

იორკსა და ოჰაიოში. შესაბამისად, ამ რეგიონული ბაზრების ინტეგრაცია სერიოზულ

დანახარჯებს მოითხოვს გადაცემის სფეროში.

რაც შეეხება მეორე ცხრილში მოცემულ დასავლეთ ინტერკონექციის რეგიონულ

ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებს, რიგ შემთხვევებში შეინიშნება უარყოფითი კორელაცია.

მაგალითად, ჩრდილო-დასავლეთ ნაპირის შტატებისა და კალიფორნიის შტატის მოხმარება

განსხვავებულია სეზონურობის მიხედვით. ზაფხულში ჩრდილო-დასავლეთის უხვი

ჰიდროენერგია მიეწოდება კალიფორნიას სეზონური პიკის დასაკმაყოფილებლად, ხოლო

ზამთარში ელექტრული ნაკადების მიმართულება საპირისპიროდ იცვლება ჩრდილო-დასვლეთ

ნაპირის შტატების პიკური მოხმარების დასაკმაყოფილებლად.

8.2.7. ელექტროენერგეტიკული ბაზრის სტრუქტურები

მაშინაც კი, როდესაც ელექტროენერგეტიკული ბაზარი ხასიათდება მაღალი

კონკურენტული გარემოთი, რგსო-ს მიერ დაწესებული ერთიანი საფასო აუქციონი ზრდის

მთლიანი სისტემის გენერაციის ხარჯებს, ვინაიდან ყველა გენერაციის ობიექტი იღებს სისტემის

ზღვრულ ფასს. რადგანაც გენერაციის სფერო დერეგულირებულია, ახალი ელექტროსადგურები

აწყდებიან საინვესტიციო რისკის მაღალ დონეს რაც ზრდის ახალი ელექტროსადგურების

მშენებლობის ხარჯებს.

როგორც წინა ქვეთავებში აღვნიშნეთ, რეგიონული ბაზრების ჩამოყალიბებამ გაზარდა

ელექტროენერგეტიკული სისტემის ეფექტიანობა და განსაკუთრებით კი საბაზო სიმძლავრის

გენერაციის ობიექტებისა. თუმცა, ისიც ცნობილია, რომ ამ ეფექტიანობის გაზრდას შედეგად არ

მოჰყოლია საცალო ფასების საყოველთაო შემცირება. ნაწილობრივ მაინც, ამის მიზეზად

შეიძლება დასახელდეს ერთიანი საფასო აუქციონის მექნიზმი, რომელსაც თითქმის ყველა აშშ-ის

რგსო იყენებს.

ნახაზები 8.6 და 8.7 გვიჩვენებს თუ როგორ განსხვავდება ტრადიციული რეგულირების

მიდგომა, რომელიც დაფუძნებულია საშუალო ხარჯების მეთოდოლოგიაზე, ერთიანი საფასო

აუქციონის მეთოდოლოგიისაგან. ორივე ნახაზზე წარმოდგენილია გამარტივებული

ელექტროენერგეტიკული სისტემა რომელიც შედგება დაბალი, საშუალო და მაღალი

დანახარჯების მქონე ელექტროსადგურებისა და ელექტროენერგიაზე სრულიად არაელასტიური

მოთხოვნისაგან. ტრადიციული რეგულირების მეთოდოლოგია ეყრდნობა საშუალო ხარჯებს.

თითოეული ელექტროსადგურის მიერ გაყიდული ელექტროენერგიის ფასი შეადგენს

174

დანახარჯებს დამატებული ამონაგები. მოცემული მოთხოვნის დაკმაყოფილებისათვის გაწეული

სისტემის მთლიანი ხარჯი წარმოადგენს დაშტრიხული არეს ნახაზზე 8.6.

ნახაზი 8.6. ელექტროენერგიის წარმოების მთლიანი ხარჯები რეგულირებული ბაზრის პირობებში

რაც შეეხება რეგიონულ კონკურენტულ ბაზრებს, აქ გამოიყენება ზღვრული ხარჯების

პრინციპი, როგორც ეს ილუსტრირებულია ნახაზზე 8.7. თითოეული გენერაციის ობიექტი, თავის

ხარჯებზე დაყრდნობით სპოტურ ბაზარს აწვდის განაცხადს თუ რა ფასად რა რაოდენობის

მიწოდება სურს თითოეულ საათში. რგსო დაალაგებს ამ განაცხადებს ზრდის მიხედვით და

მიიღება სისტემის ზღვრული ხარჯების მრუდი. წერტილი, სადაც მოთხოვნის მრუდი გადაკვეთს

სისტემის ზღვრული ხარჯების მრუდს, განსაზღრავს მოცემული პერიოდისთვის თუ რომელი

გენერაციის წყაროები ჩაირთვება და რომელი არა. ეს წერტილი ასევე განსაზღვრავს ბაზრის

კლირინგულ (წონასწორულ) ფასს, რომელსაც თანაბრად ღებულობს ყველა გენერაციის ობიექტი

გადაცემის გადატვირთვების არ არსებობის შემთხვევაში.

როდესაც გადაცემის ქსელის გადატვირთვა ზღუდავს სისტემაში ელექტრული ნაკადების

მოძრაობას, გენერაციის ობიექტები იღებენ ლოკაციურ ზღვრულ ტარიფებს, რომელიც მოიცავს

როგორც კლირინგულ ფასს, ისე გადაცემის გადატვირთვებთან დაკავშირებულ ხარჯებს.

ამგვარად, გენერაციის ობიექტებმა შესაძლოა ვერ მიიღონ ზუსტად კლირინგული ფასი

რეგიონულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე, თუმცა ლოკაციური ზღვრული ფასებისა და

ერთიანი საფასო აუქციონის მექანიზმების წყალობით, იაფი და საბაზისო ელექტროსადგურები

მიიღებენ მათ საშუალო ხარჯებზე გაცილებით მეტ ანაზღაურებას.

175

ნახაზი 8.7. ელექტროენერგიის წარმოების მთლიანი ხარჯები რეგიონული ბაზრების პირობებში

რეგიონულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრებზე მთლიანი გენერაციის ხარჯი ტოლია

მიწოდებული ენერგიისა და კლირინგული ფასის ნამრავლის. ამ მექანიზმის მოგების

გადანაწილების ეფექტი იმაში მდგომარეობს, რომ ზოგჯერ, შედარებით მაღალხარჯიანი

რესურსების მქონე ადგილები განსაზაღვრავს ფასს იაფი რესურსების მქონე

ტერიტორიებისათვისაც. მაგალითად, პენსილვანიის შტატში ბუნებრივ გაზზე მომუშავე

თბოსადგურების წილი გენერაციაში 2 %-ზე ნაკლებია, ხოლო ატომურ და ქვანახშირზე მომუშავე

ელექტროსადგურებისა კი 90%-ს შეადგენს. თუმცა PJM-ის რეგიონული ბაზრის პიკური საათების

კლირინგულ ფასებს, 60% შემთხვევაში მაღალხარჯიანი, ბუნებრივ გაზზე მომუშავე

თბოსადგურები განსაზღვრავენ.

ერთიანი საფასო აუქციონის გარდა, შესწავლილ იქნა სხვა საფასო სტრატეგიებიც.

რამდენიმე სიმულაციური ექსპერიმენტით დადგინდა, რომ მოთხოვნის მხარის მონაწილეობას

ელექტროენერგიის აუქციონზე შეუძლია პიკური ფასების შემცირება, განსაკუთრებით კი მაღალი

ფასების და მსხვილი მომხმარებლების არსებობის შემთხვევაში.

8.2.8. გადაცემის სისტემის გადატვირთვები

რგსო-ს საკონტროლო სივრცე წარმოადგენს გეორგაფიულ, ხელოვნურ საზღვრებს,

რომლებიც ისტორიულად ჩამოყალიბდა და ადმინისტრაციულ-ტერიტორიული დაყოფის

თვალსაზრისით შეიქმნა. ხშირ შემთხვევაში ეს საზღვრები არ არის თავსებადი

ელექტროენერგიის ფიზიკური ნაკადების საზღვრებთან. საქმე იმაშია, რომ ელექტროენერგიის

ფიზიკური ნაკადების მოძრაობას განსაზღვრავს კირჰოფისა და ომის კანონები და არა

ეკონომიკური გარიგებები და კონტრაქტები. შესაბამისად, ელექტროენერგეტიკული ქსელის

ადმინისტრაციული დაყოფა შესაძლებელია სულაც არ იყოს თავსებადი ქსელის ბუნებრივ

დაყოფასთან.

176

ელექტრული ქსელი, რა მასშტაბისაც არ უნდა იყოს იგი, რამდენიმე გაერთიანებული

კომპონენტების ერთიან სისტემას წარმოადგენს – რაც ხდება ქსელის ერთ ნაწილში მას

ზეგავლენა აქვს ქსელის დანარჩენ ნაწილზე. ელექტროენერგეტიკული სისტემების ინტეგრაციისა

და გეოგრაფიული არეალის გაფართოების დროს, ელექტრული ნაკადების მოძრაობის

მიმართულებების შეცვლა ფიზიკურ და ეკონომიკურ ზეგავლენას ახდენს მეზობელ

ელექტროენერგეტიკულ სისტემებზე. მაგალითისთვის, PJM-ის რეგიონული

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ჩამოყალიბებამ გაზარდა ელექტროენერგიის ტრანსფერი

(გატარება - wheeling) ტენესის ხეობის გავლით, რომელიც აკავშირებდა იაფი გენერაციის

ობიექტების მქონე სამხრეთ-აღმოსავლეთ შტატებს PJM-ის ბაზრებთან. ნახაზი 8.8 გვიჩვენებს

ტენესის ხეობის მიმდებარე ტერიტორიაზე გამავალი გადამცემი ხაზების გამოყენებით

ელექტრონერგიის გატარების მოცულობის ზრდას PJM-ის რეგიონული ელექტროენერგეტიკული

ბაზრის ჩამოყალიბების შედეგად.

ნახაზი 8.8. ელექტროენერგიის გატარება ტენესისა და სხვა მიმდებარე შტატების გავლით, მგვტ.სთ.

ცენტრალიზებული რეგიონული ბაზრების ჩამოყალიბებამ წაახალისა ტრანზაქციები

უფრო შორ გეორგაფიულ მანძილებზე. ასეთ შემთხვევაში, გადამცემი ხაზების პირველად

დანიშნულებას, მომსახურება გაეწია ადგილობრივი ვერტიკლურად ინტერგირიებული

კომპანიის აბონენტების ენერგეტიკული მოთხოვნილებებისთვის, დაემატა ელექტროენერგიის

ტრანზიტის, გატარების ფუნქცია. ამან კი საგრძნობლად გაზარდა ქსელზე მოთხოვნა და ქსელის

გადატვირთვები. შესაბამისად, აუცილებელი გახდა გადატვირთვების მართვის წესების შემოღება

და გადაცემის მომსახურებაზე ეკონომიკური ფასების დაწესება.

ეს გახლავთ იმ ეფექტების არასრული ჩამონათვალი, რაც თან სდევს

ელექტროენერგეტიკული ბაზრების გაერთიანებას. ელექტროენერგეტიკული ბაზრების

გაერთიანების თემა შედარებით ახალი საკითხია და ამ მიმართულებით კვლევების

განხორციელება სულ უფრო აქტუალური ხდება. გამოცდილების დაგროვების პარალელურად

გაჩნდება შესაბამისი კვლევები და აკადემიური ლიტერატურა, ბაზრების გაერთიანების

თანმდევი მოვლენების უკეთ გასააზრებლად.

მიუხედავად იმისა, რომ აშშ-ის ზოგიერთ შტატს შორის სერიოზული განსხვავებაა

რეგულირების თვალსაზრისით, ის მაინც ერთი ქვეყნისა და ერთი ფედერალური

177

მარეგულირებლის (FERC) ქვეშ მოქცეული სისტემაა. გაცილებით დიდი გამოწვევის წინაშე დგას

იმ რეგიონული ბაზრების ჩამოყალიბება, რომლებიც სხვადასხვა სახელმწიფოს შორის

თანამშრომლობასა და კანონმდებლობის ჰარმონიზაციას მოითხოვს. ელექტროენერგიით

ტრანსსასაზღვრო ვაჭრობისას, იზრდება პოტენციური პოლიტიკური და სამართლებრივი

რისკები კერძო სექტორის მონაწილეებისათვის, რადგან ელექტროენერგიის გაყიდვებზე

ზეგავლენა შეიძლება იქონიოს ვაჭრობაში მონაწილე რომელიმე სახელმწიფოს მიერ შეცვლილმა

კანონმდებლობამ ან თუნდაც ბაზრის მეორადმა რეგულაციებმა. შესაბამისად, ამ რისკების

შერბილება, ხშირ შემთხვევაში, ორი ან მეტი სახელმწიფოს ერთიან, შეწყობილ ქმედებებს

მოითხოვს. სწორედ სხვადასხვა ქვეყნის ელექტროენერგეტიკული ბაზრების გაერთიანებასთან

დაკავშირებული საკითხების უკეთ გაცნობის მიზნით, შემდეგ ქვეთავებში გაანალიზებულია

ევროკავშირის ერთიანი შიდა ელექტროენერგეტიკული (IEM) ბაზრის ძირითადი

სამართლებრივი დოკუმენტები და ასევე განხილულია მსოფლიოში პირველი წარმატებული

საერთაშორისო ელექტროენერგეტიკული ბირჟის, ნორდპულის, ქეისი.

8.3. ევროკავშირის კანონმდებლობის მიმოხილვა შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

კუთხით57

1996 წელს, 96/92/EC ელექტროენერგიის დირექტივის მიღების შემდეგ, ევროკავშირი

ისწრაფოდა კონკურენტული და ჰარმონიზებული შიდა ელექტოენერგეტიკული ბაზრის

შექმნისაკენ, სადაც ეროვნულ საზღვრებს მცირე მნიშვნელობა ენიჭება.

როდესაც კომისიამ დირექტივის პირველი პროექტი წარადგინა, ევროპის სახელმწიფოების

პოლიტიკური ნება, მოეხდინათ ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ლიბერალიზაცია, საკმაოდ

უმნიშვენლო იყო. ეს სიტუაცია ხელს უშლიდა კომისიას, პარლამენტსა და საბჭოს, რომ დაეწყოთ

ლიბერალიზაცია 1996 წლიდან. გარდა ამისა, თავდაპირველად ელექტოენერგეტიკული

კომპანიები, პროფესიული და ინდუსტრიული ორგანიზაციები ლიბერალიზაციის წინააღმდეგ

გამოდიოდნენ.

თუმცა, ეროვნული მთავრობებისა და ელექტროენერგეტიკული წარმონაქმნების

პოზიტიური განწყობის გარეშე, ევროპული ელექტროენერგეტიკული ბაზრის გახსნა ძალიან

რთულდებოდა. ბაზრის სრულმა ლიბერალიზაციამ 15 ეროვნული სამართლებრივი ჩარჩოს

შექმნა მოითხოვა.

ძალაინ მალე გაირკვა, რომ 96/92/EC დირექტივა საკმაოდ შორს იყო კონკურენტული

ევროპული შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის შექმნისაგან. საკითხების დიდი უმეტესობა

განსხვავებულად განიმარტებოდა წევრ სახელმწოფოებში და შესაბამისად, განსხვავდებოდა

პირველი დირექტივის მოთხოვნებისაგან, კერძოდ კი ლიბერალიზებული ელექტრო-

ენერგეტიკული ბაზრის შექმნის თვალსაზრისით. მოგვიანებით ბევრმა წევრმა სახელმწიფომ

მოახდინა დირექტივის მინიმალური მოთხოვნების იმპელემენტაცია. მომდევნო წლებში

ევროპულმა კომისიამ გარკვეული ცვლილებები შეიტანა პირველ ელექტოენერგეტიკულ

დირექტივაში. 2003 წელს წარდგენილ იქნა მეორე ენერგეტიკული საკანონმდებლო პაკეტი.

ელექტროენერგიით ტრანსსასაზღვრო ვაჭრობის შესახებ რეგულაციაზე (EC) 1228/2003

დამატებით შემუშავებულ იქნა 2003/54/EC დირექტივა. 2006 წელს რეგულაცია შეცვალა

57 მარიამ იოსელიანი - ჰიდროენერგეტიკაში ინვესტიციების ხელშეწყობის პროექტის მრჩეველი

სამართლებრივ საკითხებში.

178

გადატვირთვების მართვის ფუძემდებლურმა პრინციპებმა.

მესამე ენერგეტიკული საკანონმდებლო პაკეტი წინგადადგმული ნაბიჯია ევროპული

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის შექმნისაკენ, ამჯერად ევროკაშირის 27 წევრი

სახელმწიფოსათვის.

ქვემოთ გაანალიზებულია ევროკავშირის დირექტივებთან და რეგულაციებთან

დაკავშირებული სტატიები CEEPEX (ცენტრალური და აღმოსავლეთ ევროპის ელექტროენერგიის

ბირჟა) რეგიონული ბაზრის პროექტთან დაკავშირებით, ასევე შესაბამისი კანონმდებლობა

კონკურენტული და ფინანსური ბაზრების შესახებ.

8.3.1. ევროკავშირის შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მარეგულირებელი

კანონმდებლობა

შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის შესახებ სამართლებრივი ჩარჩო მოიცავს:

დირექტივას ელექტროენერგიის მიწოდებისა და ინფრასტრუქტურაში ინვესტირების

უსაფრთხოების დაცვის შესახებ.

ეს დირექტივა გამიზნულია ელექტროენერგიის მიწოდების უსაფრთხოების დაცვაზე,

რათა უზრუნველყოფილ იქნას შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის სათანადო

ფუნქციონირება და ასევე: ა) გენერაციის სიმძლავრის ადექვატური დონე; ბ) მოთხოვნასა და

მიწოდებას შორის ადექვატური ბალანსი; და გ) წევრ სახელმწიფოებს შორის შესაბამისი დონის

ინტერკონექცია შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის განსავითარებლად.

2003 წლის 26 ივნისის 2003/54/EC დირექტივა შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

საერთო წესების შესახებ, რომელმაც გააუქმა 96/92/EC დირექტივა.

ელექტროენერგიის შესახებ დირექტივა აყალიბებს ზოგად წესებს ელექტროენერგიის

წარმოების, გადაცემის, განაწილებისა და მიწოდების შესახებ. ის გადმოსცემს წესებს

ელექტროენერგეტიკული სექტორის ორგანიზაციისა და ფუნქციონირების, ბაზარზე დაშვების,

ტენდერის დროს გამოსაყენებელი პროცედურების, ავტორიზაციის მინიჭებისა და საოპერაციო

სისტემების შესახებ.

2003 წლის 26 ივნისის ევროგაერთიანების 1228/2003 რეგულაცია ელექტროენერგიით

ტრანსსასაზღვრო ვაჭრობისას ქსელზე დაშვების პირობების შესახებ.

რეგულაცია ისწრაფვის ელექტროენერგიით ტრანსსასაზღვრო ვაჭრობის სამართლიანი

წესების შექმნისაკენ, ასევე შიდა ელექტროენერგეტიკულ ბაზარზე კონკურენტუნარიანობის

გაზრდისაკენ ეროვნული და რეგიონული ბაზრების თავისებურებების გათვალისწინებით. ეს

ყოველივე გულისხმობს ელექტროენერგიის ტრანსსასაზღვრო ნაკადების კომპენსაციის

დაწესებასა და ტრანსსასაზღვრო გადაცემის მოსაკრებლის შესახებ ჰარმონიზებული პრიციპების

შემუშავებას. ის ასევე გულისხმობს ხელმისაწვდომი ტრან-სასაზღვრო სიმძლავრის განთავსებას

(Allocation of Capacity) ეროვნული გადაცემის სისტემების ინტერკონექციებს შორის.

რეგულაციაში ცვლილებები შეტანილ იქნა 2006 წლის დეკემბერში გადატვირთვების მართვის

ფუძემდებლური პრინციპების მეშვეობით.

მესამე ენერგეტიკულ პაკეტში ახალი კომპონენტია რეგულაცია, რომელიც ქმნის ევროპის

სააგენტოს ენერგომარეგულირებლების თანამშრომლობისათვის (ACER).

179

ამასთანავე, არსებობს წინადადებები ელექტრონერგიის დირექტივასა და 1228/2003

რეგულაციაში ცვლილებების შეტანის თაობაზე. ქვემოთ განხილულია ყველაზე მნიშვნელოვანი

ცვლილებები:

გამოყოფა (Unbundling) (ახალი დირექტივა ელექტროენერგიის შესახებ, მე-10 და მე-15 ნაწილები).

არსებული მტკიცება, თითქოსდა გადაცემის სისტემის ოპერატორების საქმიანობის

გამოყოფა მიწოდებისა და წარმოების საქმიანობისაგან საკმარისი იქნებოდა კონკურენტული და

არადისკრიმინაციული ბაზრის შესაქმნელად, მცდარი აღმოჩნდა. თუმცა, კომისიის შეთავაზება

გულისხმობდა გადაცემის სისტემის ოპერატორების საკუთრების გამოყოფასაც, რათა ისინი

დაკავშირებულნი არ ყოფილიყვნენ ვერტიკალურად ინტეგრირებულ კომპანიებთან, რომელთა

ძირითად საქმიანობას მიწოდება და წარმოება შეადგენდა.

მეორე მხრივ, მიწოდების, წარმოებისა და გადაცემის ქსელის საკუთრება შესაძლოა

დარჩენილიყო ერთი კომპანიის ხელში, მაშინ როდესაც ქსელის მართვა აუცილებლად

სამართლებრივად, ტექნიკურად და კომერციულად დამოუკიდებელ კომპანიას უნდა

გადასცემოდა. ეს უკანასკნელი კი არის ე.წ. სისტემის დამოუკიდებელი ოპერატორის მოდელი.

ასევე, შესაძლებელია მესამე მოდელის გამოყენებაც, რომელიც დამოუკიდებელ გადაცემის

ოპერატორს ეხება, რომლის შემთხვევაშიც აქტივები და ოპერაციები ერთი კომპანიის საკუთრებას

განეკუთვნება, თუმცა მკაცრ ზედამხედველობასა და მარეგულირებელი ზომების გამოყენებას

გულისხმობს.

ევროპულ გადაცემის სისტემის ოპერატორებს შორის თანამშრომლობა

დაფუძნდა ელექტროენერგიის გადაცემის სისტემის ოპერატორების ევროპული ქსელი

(ENTSO-E). ENTSO-E-ის დაფუძნების შედეგად, გადაცემის სისტემის ოპერატორებს ევალებათ

თანამშრომლობის გაძლიერება რამდენიმე მნიშვნელოვან სფეროში, კერძოდ: გადატვირთვების

მართვაში, ოპერაციული კოდექსების უსაფრთხოებასა და ქსელის 10 წლიანი განვითარების

გეგმის შემუშავებაში.

მარეგულირებლები

თითოეულ წევრ სახელმწიფოს აქვს ვალდებულება, რომ ჰყავდეს ენერგო

მარეგულირებელი. თუმცა, უმეტეს შემთხვევაში მარეგულირებლებს არ გააჩნიათ საკმარისი

უფლებამოსილება და/ან დამოუკიდებლობა ბაზრის სათანადოდ დასარეგულირებლად.

მარეგულირებლის უფლებამოსილებისა და დამოუკიდებლობის მისაღწევად,

მარეგულირებლები სრულიად დამოუკიდებლები უნდა იყვნენ, როგორც მთავრობებისგან, ისე

ინდუსტრიისგან. ასევე, მარეგულირებლების უფლებები და მოვალეობები უნდა გაიზარდოს რიგ

საკითხებში. წევრმა სახელმწიფოებმა უნდა უზრუნველყონ, რომ მარეგულირებლებს გააჩნდეთ

ყველა საჭირო უფლება ლიბერალიზებული და კონკურენტული ელექტროენერგეტიკული

ბაზრის სამართავად.

ACER-ის როლი იქნება ეროვნული მარეგულირებლების თანამშრობლობის კოორდინაცია,

ჩარჩო პრინციპების შემუშავება, ტრანსსასაზღვრო საკითხებზე გადაწყვეტილების მიღება,

ENTSO-E-ის მიერ მიღებულ კოდექსებსა და წესებზე შეხედულებების გამოთქმა, გადაცემის

სისტემის ოპერატორების ზედამხედველობა, კომისიის საკონსულტაციო ორგანოს როლის

180

შესრულება.

გამჭვირვალობა

ახლანდელი მოთხოვნები გამჭვირვალობის შესხებ გულისხმობს ტარიფების,

სიმძლავრისა და ეროვნულ ქსელზე წვდომის პირობების საჯაროობას. თუმცა, ახსნა

განმარტებით ბარათში ევროკომისია უთითებდა, რომ შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზარი

განიცდის გამჭვირვალობის დეფიციტს. გამჭვირვალობის საკითხს არაერთი საერთაშორისო

კონფერენცია მიეძღვნა, მათ შორის ელექტროენერგეტიკული რეგიონული ინიციატივა (ERI),

რომლის შედეგადაც დეტალური სამოქმედო გეგმა და გზამკვლევი იქნა შემუშავებული

გამჭვირვალობის საკითხების დასარეგულირებლად.

8.3.2. კონკურენციის მარეგულირებელი და ფინანსური ბაზრების ევროკავშირის

კანონმდებლობა

სამართლებრივი პერსპექტივიდან გამომდინარე, ორი ან მეტი ეროვნული ბაზრის

ინტეგრაციამ შესაძლოა ევროკავშირის კონკურენციის მარეგულირებელი წესების გამოყენებას

ხელი შეუშალოს. ევროკავშირის ხელშეკრულების 101-ე მუხლი მკაფიოდ აზუსტებს, რომ

წარმონაქმნებს შორის აკრძალულია ყველა გარიგება, რომელმაც შესაძლოა გავლენა იქონიოს წევრ

სახელმწიფოებთან ვაჭრობაზე ან რომელთა მიზანია შიდა ბაზარზე კონკურენტუნარიანობის

აღკვეთა, აკრძალვა ან ხელის შეშლა. ევროკავშირის ხელშეკრულების 102-ე მუხლის თანახმად,

იკრძალება დომინანტი პოზიციის ქონა შიდა ბაზარზე ერთი ან რამდენიმე წარმონაქმნის მიერ.

თუმცა, 101-ე მუხლში ვკითხულობთ, რომ ამ მუხლის დებულებები არ გამოიყენება, თუ

„წარმონაქმნებს შორის გაფორმებული ხელშეკრულება მიმართულია საქონლის საწარმოებლად ან

ტექნიკური ან ეკონომიკური პროგრესის ხელშესაწყობად . . .“

რაც შეეხება ფინანსურ ბაზრებს, ძირითადი საკანონმდებლო ფინანსური აქტი არის

2004/39/EC დირექტივა ფინასური ინსტრუმეტების ბაზრის შესახებ (MiFID). ეს დირექტივა

უზრუნველყოფს ევროკავშირის მასშტაბით ჰარმონიზებულ რეჟიმს ინვესტიციების

განხორციელების თვალსაზრისით. თუ როგორ უნდა იქნას MiFID-ის ცალკეული დებულებების

იმპლემენტაცია ეროვნულ კანონმდებლობებში, რაღაც დონეზე არის ეროვნული საქმე და

შესაძლოა განსხვავდებოდეს სხვადასხვა ქვეყანაში. მაგალითად, ნორვეგიაში მიაჩნიათ, რომ

ვალუტის ჰეჯირება არ უნდა განეკუთვნებოდეს ლიცენზირებადი საქმიანობის სახეს. ზოგადად,

MiFID-ის დებულებები მოიცავს დერივატივების ბაზარს, ელექტროენერგიის ჩათვლით. ეს

გამორიცხავს სპოტურ ბაზარს როგორც ფიზიკურ ბაზარს, თუმცა მოიცავს ყველა კონტრაქტს,

რომელიც იდება ფინანსურ ბაზარზე და ამ ბაზრის ყველა მონაწილეს. ეს კი გულისხმობს, რომ

ევროპულ ელექტროენერგიით ვაჭრობის ბირჟაზე ყველა მონაწილეს სჭირდება ლიცენზია

ვაჭრობის განსახორციელებლად. თავისთავადია, რომ ყველა კომპანია უნდა იცავდეს კაპიტალის

ადექვატურობის, ტრანზაქციების შესახებ ანგარიშგების მომზადებისა და სხვა მოთხოვნებს.

თუმცა, 2004/39 დირექტივის პირველ პუნქტში ჩამოთვლილია წარმონაქმნები,

რომლებზეც არ გავრცელდება დირექტივის მოქმედება. MiFID-ის რეგულაციაში 1287/2006

აღნიშნულია, რომ დირექტივისა და რეგულაციის მოქმედება არ გავრცლედება

ელექტროენერგიის მნიშვნელოვანი რაოდენობის მწარმოებლებსა და მომხმარებლებზე,

ელექტროენერგიის მიმწოდებლების ჩათვლით, როგორც ეს უკანასკნელი განმარტებულია

181

დირექტივაში“. მოკლედ რომ ვთქვათ, ელექტროენერგიით ვაჭრობის ბირჟა უნდა

შეესაბამებოდეს MiFID-ის დებულებებს.

8.3.3. ევროკავშირის შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზარი და ცენტრალური და

აღმოსავლეთ ევროპის რეგიონი

იმის განსახილველად თუ რამდენად თავსებადია შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზარი და

ევროპის ცენტრალურ-აღმოსავლეთის (CEE) რეგიონი, სამი ძირითადი საკითხი უნდა ვიქონიოთ

მხედველობაში:

1. რეგიონის ცნება პირველად ფლორენციის მე-11 ფორუმზე იქნა შემოღებული 2004 წელს

და მისი ძირითადი მიზანი იყო გადატვირთვების მართვა. ეს „რეგიონული“ მიდგომა

შემდგომში დაიხვეწა და აისახა გადატვირთვების მართვის ფუძემდებლურ

პრინციპებში 2006/770/EC, სადაც CEE რეგიონი განმარტებულ იქნა დღევანდელი

მნიშვნელობით.

2. 2006 წელს დაიწყო ERGEG-ის (ბუნებრივი გაზისა და ელექტროენერგიის სექტორის

ევროპული მარეგულირებლების ჯგუფის) ელექტროენერგიის რეგიონული

ინიციატივა. მისი მიზანი იყო, ხელი შეეწყო ევროპის შიდა ელექტროენერგეტიკული

ბაზრის შექმნისათვის რეგიონული განვითარების მეშვეობით. ეს გულისხმობს, რომ

თითოეული რეგიონი გამოიყენება როგორც შუამავალი, რომელიც შიდა

ელექტროენენერგეტიკული ბაზრის შექმნას ემსახურება.

3. და ბოლოს, CEE რეგიონის განვითარებას მნიშვნელოვანი მიზნები გააჩნია: ეფექტური

ბაზრის ინტეგრაცია, სავაჭრო ბარიერების მოხსნა, ფასების დაწესება. ამ

სტრატეგიული მიზნების მისაღწევად ცენტრალურ აღმოსავლეთ ევროპის

ელექტროენერგიით ვაჭრობის ბირჟას (CEEPEX) მნიშვნელოვანი როლი ენიჭება.

რასaკვირველია, სრული შესაბამისობაა ევროპის შიდა ელექტროენერგეტიკულ ბაზარსა

და CEE რეგიონს შორის (შესაბამისად CEEPEX-ის მიზნებს შორისაც). ბაზრების ინტეგრაციასა და

ეფექტურ გადატვირთვების მართვაზე მუშაობა მნიშვნელოვანი ნაბიჯებია შიდა

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის შესაქმნელად.

დასკვნის სახით შეიძლება ითქვას, რომ ევროკავშირის ელექტროენერგეტიკული

კანონმდებლობა ვითარდება შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის განვითარების

პარალელურად. მესამე პაკეტის მიღება სწორედ რომ ბაზრის განვითარებიდან წამოსული ახალი

გამოწვევების გამოძახლია. თუმცა, სხვადასხვა ქვეყნის მონაწილეობა, მათი კანონმდებლობის

სრულ ჰარმონიზაციაში მოყვანა და რაც მთავარია მათი პრაქტიკაში შესაბამისი განხორციელება

რთული პროცესია და როგორც მონიტორინგმა აჩვენა, სანამ ევროკავშირის ქვეყნები მესამე

პაკეტის მოთხოვნებს შეასრულებენ ზოგიერთ მათგანს ჯერ კიდევ შეუსრულებელი აქვს მეორე

პაკეტის მოთხოვნები.

8.4. ელექტროენერგიით ვაჭრობა საერთაშორისო დონეზე: ნორდპულის ქეისი

მსოფლიოში ყველაზე განვითარებული საერთაშორისო ელექტროენერგეტიკული ბაზარი

აქვს სკანდინავიას, სადაც მრავალი წელია მიმდინარეობს ელექტროენერგიით ვაჭრობა ქვეყნებს

შორის. სკანდინავიურ ქვეყნებს შორის ელექტროენერგიით ვაჭრობის სისტემა რადიკალურად

182

შეიცვალა ნორდელის შეთანხმების საფუძველზე: ძველი ვერტიკალურად ინტეგრირებული

კომპანიების კოოპერაციის მოდელი კონკურენტული ბაზრის წესებმა ჩაანაცვლა. 1996 წელს

ნორვეგიისა და შვედეთისათვის დაარსდა ელექტროენერგიის ბაზარი ნორდპული (Nord Pool),

რომელსაც მოგვიანებით ,1998 წელს, ფინეთი, ხოლო 2000 წელს დანია შუერთდა.

ნახაზი 8.9. ელექტროენერგიის გამომუშავება პირველადი ენერგორესურსების მიხედვით ნორდპულის

წევრ ქვეყნებში, 2003 წელი

სკანდინავიის ქვეყნებს შორის საბაზრო ურთიერთკავშირის დამყარება

ელექტროენერგიით ვაჭრობის სფეროში განპირობებულია თითოეული ქვეყნის განსხვავებული

ენერგორესურსებით (იხ. ნახაზი 8.9). ნორვეგია ელექტროენერგიას ძირითადად

ჰიდროელექტროსადგურებიდან გამოიმუშავებს, როდესაც დანია თითქმის მთელ

ელექტროენერგიას - თბოსადგურებიდან. შვედეთი ძირითადად ელექტროენერგიას ჰიდრო და

ატომური სადგურებიდან ღებულობს. ფინეთი ელექტროენერგიის 25%-ს

ჰიდროელექტროსდაგურებიდან, 45%-ს თბოელექტროსადგურებიდან და 30%-ს ატომური

ელექტროსადგურებიდან ღებულობს58 (იხ. ცხრილი # 3). ეს ოთხი ქვეყანა ერთობლივად

წელიწადში დაახლოებით 400 ტერვატსაათ ელექტროენერგიას მოიხმარს. ზემოთ აღნიშნული

გამომუშავების სტრუქტურის განსხვავება ელექტროენერგიით ვაჭრობას ეკონომიკურად

მიმზიდველს ხდის. ვაჭრობის საშუალებით ქვეყნებს შესაძლებლობა ეძლევათ თავიანთი

წარმოება გახადონ ოპტიმალური.

58 არსებობს მოსაზრება, რომ კავკასიის რეგიონს სკანდინავიის მსგავსი დივერსიფიცირებული

ენერგორესურსები გააჩნია ქვეყნების მხრივ, რაც მომავალში ელექტროენერგიის ბირჟის ჩამოყალიბების

მყარ ეკონომიკურ საფუძველსა და მოტივაციას იძლევა. მაგალითად, საქართველო, ნორვეგიის მსგავსად,

ჰიდრორესურსებით მდიდარი ქვეყანაა, ბუნებრივი გაზითა და ნავთობით მდიდარ აზერბაიჯანს კი

რეგიონისთვის ჰიდრომეტეორლოგიური პირობებისაგან დამოუკიდებლად შეუძლია საიმედო

ელექტროენერგიის მიწოდება. სომხეთისა და თურქეთის ელექტროენერგეტიკული სისტემები შვედეთისა

და ფინეთის მსგავსად დივერსიფიცირებულ ენერგორესურსებს ეყრდნობა.

183

ცხრილი 8.3. ნორდპულის წევრი ქვეყნების დადგმული სიმძლავრე ელექტროსადგურების ტიპის

მიხედვით, 2011 წელს59

დანია ფინეთი ნორვეგია შვედეთი სკანდინავია

ჯამური დადგმული

სიმძლავრე (მგვტ) 13,540 16,713 31,714 36,447 98,414

ატომური

ელექტროსადგურები - 2,716 - 9,363 12, 079

თბოელექტროსადგურები 9,582 10,651 1,062 7,988 29,283

ჰიდროელექტროსადგურები 9 3,149 30,140 16,197 49, 495

ქარის ელექტროსადგურები 3,949 197 512 2,899 7,557

რომელიმე კონკრეტულ წელს სკანდინავიის რეგიონის თითოეულ ქვეყანაში

ელექტროენერგიის წარმოება შეიძლება რადიკალურად შეიცვალოს. ამის გამომწვევი მიზეზი კი

შეიძლება გაზრდილი მოთხოვნა, ბუნებრივ გაზსა და ქვანახშირზე ფასების მატება ან

ჰიდროსადგურების რეზერუარებში წყლის დონის ცვალებადობა იყოს. რეგიონისთვის წლიური

ჰიდროენერგიის გამომუშავების ვარიაცია შეიძლება 60 ტვტ.სთ-ზე მეტიც კი იყოს, მაგალითად,

როგორც ეს მოხდა მშრალ 1996 წელსა და უხვნალექიან 2000 წელს.

8.4.1. სკანდინავიის ქვეყნების ძველი ელექტროენერგეტიკული სექტორის სტრუქტურა

რესტრუქტურიზაციამდე, ნორვეგიის, შვედეთისა და ფინეთის ელექტროენერგეტიკული

სექტორისათვის დამახასიათებელი იყო ოლიგოპოლიური ბაზრის სტრუქტურა. ბაზარზე

დომინირებდნენ სახელმწიფოს მფლობელობაში არსებული კომპანიები, რომლებიც ასევე

აკონტროლებდნენ ქვეყნის შიდა ელექტროენერგეტიკულ ქსელს. ამ ქვეყნების

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის სტრუქტურა მიუხედავად მრავალი მსგავსებისა, მაინც

განსხვავდებოდა ერთმანეთისაგან რეგულირებისა და საკუთრებაში არსებული

ენერგოკომპანიების მხრივ.

ნორვეგიაში სახელმწიფო მფლობელობაში მყოფი ვერტიკალურად ინტეგრირებული

კომპანია შტატკრაფტი (Statkraft) მართავდა ქვეყნის ელექტროენერგეტიკულ სექტორს და ასევე

აკონტროლებდა ქვეყნის შიდა ელექტროენერგეტიკულ ქსელს. ამასთანავე, ნორვეგიაში ბევრი

პატარა ადგილობრივი და რეგიონული კომპანია ფუნქციონირებდა, რომლებმაც 1969 წლიდან

მიიღეს უფლება ეყიდათ და/ან გაეყიდათ ელექტროენერგია სპოტურ ბაზარზე. ადგილობრივ

დონეზე ელექტროენერგიის დისტრიბუცია-განაწილებას დააახლოებით 200 კომპანია

ახორციელებდა, რომელთა უმეტესი ნაწილი მუნიციპალიტეტების მმართველობაში იყო.

შვედეთში ელექტროენერგიის წარმოების ნახევარი სახელმწიფოს მფლობელობაში

არსებული კომპანიის ვატენფალის (Vatenfall) ხელში იყო, რომელიც ასევე მართვადა ქვეყნის შიდა

ელექტროენერგეტიკულ ქსელს და ახორციელებდა ელექტროენერგიის განაწილების საქმიანობას

ქვეყნის სხვადასხვა მხარეში. ისევე როგორც ნორვეგიაში, შვედეთშიც გამანაწილებელი

კომპანიების უმრავლესობა (დაახლოებით 250 კომპანია) მუნიციპალიტეტების მფლობელობაში

იყო.

59 წყარო: Swedenergy, NVE, DERA, EMI.

184

ფინეთში ყველაზე დიდი კომპანია სახელმწიფოს მფლობელობაში არსებული ივო ჯგუფი

(Imatran Voima Oy (IVO)) იყო, რომელიც მართავდა ქვეყნის ელექტროენერგეტიკულ სისტემას.

ელექტროენერგიის გამომუშავების დიდი ნაწილი ფინური ინდუსტრიული კომპანიების ხელში

იყო. მოგვიანებით შეიქმნა ელექტროენერგიის გადამცემი კომპანია TVS, რომლის მიზანი იყო

ერთმანეთთან დაეკავშირებინა ინდუსტრიული კომპანიების მფლობელობაში არსებული

ელექტროენერგიის გამომუშავებისა და მიწოდების მხარეები.

დანიაში გეოგრაფიული მიზეზებიდან გამომდინარე ელექტროენერგეტიკული ქსელი ორ

ძირითად ნაწილადაა გაყოფილი: სისტემის ერთი ნაწილი მოიცავს იუტლანდის (Jutland)

ნახევარკუნძულს, ხოლო მეორე - კუნძულ შეიტლანდს (Sjaeland). სისტემის ამ ორივე ნაწილში

გენერაციისა და გამანაწილებელმა კომპანიებმა, რომლებიც ძირითადად მუნიციპალიტეტების

მფლობელობაში იყო, ჩამოაყალიბეს ორგანიზაციები რომელთა პირდაპირი მოვალეობა იყო

მაღალი ძაბვის ელეტროენერგეტიკული ქსელების მართვა და ოპერირება.

სკანდინავიის ქვეყნებს შორის ელექტროენერგიით ვაჭრობას ხელი შეუწყო 1960 წელს

ჩამოყალიბებულმა ორგანიზაცია ნორდელმა (Nordel), რომლის მთავარი მიზანი იყო ხელი შეეწყო

სკანდინავიის ქვეყნებში ელექტროენერგიის მწარმობლებს შორის თანამშრომლობისთვის.

ნორდელი ეყრდნობოდა პრინციპს, რომ თითოეულ ქვეყანას უნდა ჰქონოდა საკუთარი

მოხმარებისთვის თანაზომადი გენერაციის სიმძლავრე, ხოლო ელექტროენერგიით ვაჭრობა

მთლიანი სისტემის ოპტიმზაციას უნდა მომსახურებოდა და არა რომელიმე კონკრეტული ქვეყნის

ნეტ ექსპორტის გაზრდას. ნორდელის შეთანხმების წევრი ქვეყნები ცვლიდნენ ინფორმაციას

ელექტროენერგიის წარმოების ზღვრული ხარჯების შესახებ. ვაჭრობა ხორციელდებოდა იმ

შემეთხევვაში, თუ რომელიმე ორი ქვეყნის წარმოების ზღვრულ ხარჯებს შორის არსებითი

სხვაობა იყო. ასეთ შემთხვევაში, იმპორტირებული/ექსპორტირებული ელექტროენერგიის ფასი

შეადგენდა ამ ორი ქვეყნის ზღვრული ხარჯის საშუალო არითმეტიკულს.

8.4.2. კონკურენტულ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრის სტრუქტურაზე გადასვლა

სკანდინავიის ელექტრონერგეტიკული ბირჟის ჩამოყალიბება დააჩქარა 90-იანი წლების

დასაწყისში ნორვეგიაში განხორციელებულმა ელექტროენერგეტიკული სექტორის რეფორმებმა.

1991 წელს ნორვეგიაში რეფორმების საშუალებით ელექტროენერგიის მიწოდებაზე გაჩნდა

კონკურენცია. ამ რეფორმების მიზანი იყო შეემცირებინა ელექტროენერგეტიკული ხარჯების

რეგიონული განსხვავება, აემაღლებინა ელექტროენერგიის გამომუშავებისა და დისტრიბუციის

საექსპლოატაციო ეფექტიანობა და მიეღწია ელექტროენერგეტიკული სექტორის უფრო

ეფექტიანი განვითარებისათვის. შტატკრაფტს გამოეყო ელექტროენერგიის გადაცემის საქმიანობა

და ის გადაეცა გადაცემის ეროვნულ კომპანია შტატნეტს (Statnett SF). გარდა ამისა, დაკანონდა

მესამე მხარის ღია და არადისკრიმინაციული ქსელზე დაშვება, ხოლო ვერტიკალურად

ინტეგრირებულ კომპანიებს დაევალათ ელექტროენერგიის გამომუშავების, განაწილებისა და

მიწოდების საქმიანობის ცალკე აღრიცხვა, ანუ ბუღალტრული გამოყოფა (Accounting Unbundling).

შვედეთში რეფორმის ძირითადი მამოძრავებელი ძალა სახელმწიფოს მფლობელობაში

არსებული კომპანიის, ვატენფალის, მონოპოლიური ძალაუფლების წინააღმდეგ ბრძოლა გახდა.

მცირე ენერგოკომპანიები და მომხმარებლები პროტესტს გამოთქვამდნენ ქსელზე შეზღუდული

დაშვების გამო. მთავარი ნაბიჯი 1991 წელს გადაიდგა, როდესაც მოხდა ვატენფალის

მფლობელობაში არსებული გენერაციისა და განაწილების აქტივების პრივატიზება. მიუხედავად

ამისა, ელექტროენერგეტიკული ქსელის მართვა მაინც სახელმწიფოს მფლობელობაში არსებული

185

კომპანიის Svenska Kraftnät-ის ხელში დარჩა, რომელიც ასევე ფუნქციონირებს როგორც სისტემის

ოპერატორი. ქსელზე დაშვება ხელმისაწვდომი ხდებოდა უფრო მეტი ბაზრის

მონაწილეებისათვის და ახალმა აქტმა ელექტრონერგეტიკული სექტორის შესახებ დააკანონა

ბაზრის გახსნა 1996 წლის იანვარში.

1995 წელს ფინეთში ახალი ენერგოკანონმდებლობა იქნა შემუშავებული. კომპანია ივოს

დაევალა ქსელური საქმიანობის განაცალკევება და ამ მიზნით ჩამოყალიბდა ახლი კომპანია IVC.

წლების განმავლობაში ფინეთში ორი გადაცემის კომპანია ფუნქციონირებდა, ხოლო 1997 წლის

სექტემბრიდან ჩამოყალიბდა ერთი გაერთიანებული გადაცემის კომპანია ფინგრიდი (Fingrid),

რომელიც ასევე ფუქციონირებს როგორც სისტემის ოპერატორი.

დანიაში ელექტროენერგეტიკული სექტორის განსხვავებული სტრუქტურის გამო

რეფორმები შედარებით ნელი ტემპით მიმდინარეობდა. დანიის ელექტროენერგეტიკული

სექტორი ორი ურთიერდაუკავშირებელი სისტემისგან შედგებოდა, რომელთა შიგნით

ელექტროენერგეტიკული კომპანიები ადგილობრივ მონოპოლიებს შეადგენდნენ. ეს კომპანიები

კოოპერატივების ან მუნიციპალიტეტების მფლობელობაში იყვნენ. თითოეულ მათგანს

მონოპოლია ჰქონდა თავიანთ სივრცეში. 1996 წელს დანიაში მიღებულ იქნა ახალი

ენერგოკანონმდებლობა, რომლის საშუალებითაც გაჩნდა კონკურენცია მსხვილ მომხმარებლებს,

დისტრიბუტორებს და ელექტროენერგიის მწარმოებლებს შორის.

8.4.3. ელექტროენერგიით ვაჭრობის ბირჟის (Power Pool) ჩამოყალიბება

რეგიონული ბაზრის ჩამოყალიბების წინამძღოლობა ნორვეგიამ იტვირთა, როდესაც იქ

1992 წელს ელექტროენერგიის სპოტური ბაზარი გაიხსნა. შვედეთში მსგავსი

ელეტროენერგეტიკული ბაზრის მართვა რთული იქნებოდა, რადგანაც ორი უდიდესი

ელექტროენერგიის მწარმოებელი კომპანია Vattenfall და Sydkraft აკონტროლებდნენ

ელექტროენერგიის წარმოების დაახლოებით 75%-ს. თუმცა, პრობლემების გარეშე არც

ნორვეგიული ბაზარი იყო. იქედან გამომდინარე, რომ ნორვეგია ელექტროენერგიის უდიდეს

ნაწილს ჰიდროელექტროსადგურებიდან აწარმოებს, სპოტურ ბაზარზე ელექტროენერგიის ფასი

ძალიან ცვალებადი იყო. შესაბამისად, ერთაინი შვედურ-ნორვეგიული ბაზარი ხელს შეუწყობდა

აღნიშნული პრობლემების მოგვარებას. 1996 წლის იანვარში მიღებულ იქნა ერთიანი

ელექტროენერგიით ვაჭრობის ბირჟის დაარსების გადაწყვეტილება. ნაციონალური

ელექტროენერგეტიკული ქსელის ოპერატორები ფლობენ კომპანია ნორდპულს (Nord Pool),

რომელიც მართავს ერთიან ელექტროენერგეტიკულ ბაზარს.

დღესდღეობით ნორდპულის ელექტროენერგიის სპოტურ ბაზარზე, რომლის

სახელწოდებაცაა ელსპოტი (Elspot), ვაჭრობა ყოველდღიური საათობრივი კონტრაქტებით

ხორციელდება. ბაზარი ღიაა ყველა კომპანიისათვის, რომლებიც ხელს მოაწერენ ნორდპულთან

წევრობისათვის საჭირო შეთანხმებებს. მთელი წლის მანძილზე, ყოველ დილით ნორდპული

ელექტროენერგიით მოვაჭრეებისა და ელექტროენერგიის მწარმოებლებისგან ღებულობს

განაცხადებს, რომლის მიხედვითაც დგება მოთხოვნისა და მიწოდების მრუდები და შესაბამისად

დგინდება მომდევნო დღის თითოეული საათისათვის წონასწორული ფასი და მოცულობა. ანუ,

თითოეული დღისთვის დგინდება 24 წონასწორული ფასი.

იმ შემთხვევაში თუ დაკონტრაქტებული ელექტროენერგიის მოცულობა არ აჭარბებს

ტრან–სასაზღვრო ქსელების გამტარუნარიანობას, მაშინ სისტემის ფასი ერთიანია მთელი

186

ნორდპულის ბაზრისთვის, ანუ ელსპოტზე განსაზღვრული წონასწორული საათობრივი ფასი

იდენტურია სკანდინავიის ყველა ქვეყნისათვის. იმ შემთხვევაში კი, როდესაც ელექტროენერგიის

ტრანსსასაზღვრო გადაცემის ხაზი გადატვირთულია, ხდება ელსპოტის ბაზრის წონასწორული

ფასების ხელახალი კალკულაცია, რომლის მიზანია პრობლემური არეებისთვის ლოკაციური

ფასების დაწესება.

8.4.4. ელსპოტის ლოკაციური ფასის განსაზღვრა და საბალანსო ბაზარი - ელბასი

გადაცემის სისტემის გადატვირთვების შესამსუბუქებლად, ელსპოტი ფასთა შორის

სხვაობას აწესებს ელექტროენერგეტიკულ ნაკადებზე ზეგავლენის მოსახდენად. ლოკალური

ფასის გაზრდის ან შემცირების გზით ხდება ელექტროენერგიის ნაკადების ცვლილება მანამ, სანამ

არ მოიხსნება ტრანსსასაზღვრო გადამცემი ხაზის გადატვირთვა. სისტემებისთვის რომელთაც

გააჩნიათ რამდენიმე სავაჭრო ტერიტორია, ლოკაციური ფასების გამოთვლა გაცილებით

კომპლექსური პროცესია.

საილუსტრაციოდ მოვიყვანოთ მაგალითი. სიმარტივისთვის დავუშვათ, რომ

ნორდპულის ბაზარზე მხოლოდ ნორვეგიასა და შვედეთს შორის დამაკავშირებელი გადამცემი

ხაზია გადატვირთული. ასევე დავუშვათ, რომ შვედეთი დეფიციტური რეგიონია და საწყისი

პერიოდისთვის ელექტროენერგიის ფასი დაბალია ნორვეგიასთან შედარებით (იხ. ნახაზი 8.10).

ნახაზი 8.10. ტრანსსასაზღვრო ხაზის გადატვირთვა ნორვეგიასა და შვედეთს შორის.

თუ დაკონტრაქტებული ელექტროენერგიის მოცულობა აჭარბებს ტრანსსასაზღვრო ხაზის

გამტარუნარიანობას, დეფიციტურ რეგიონში ელექტროენერგიის ფასი (PH) ხელოვნურად

იზრდება, რაც ახალისებს ელექტროენერგიის მიწოდება-წარმოებას, ხოლო ამცირებს მასზე

მოთხოვნას. საპირისპირო სიტუაციაა პროფიციტურ რეგიონში, სადაც ელექტროენერგიის ფასი

(PL) ხელოვნურად მცირდება, რაც იწვევს ელექტროენერგიის მიწოდების შემცირებასა და მასზე

მოთხოვნის გაზრდას. ეს პროცესი მიმდინარეობს მანამ, სანამ ელექტროენერგიის კონტრაქტით

გათვალისწინებული ნაკადები არ გაუთანაბრდება ტრანსსასაზღვრო ქსელის

გამტარუნარიანობას. შედეგად, ელსპოტზე მოცემული საათისთვის ჩამოყალიბდება სამი ფასი:

187

ზოგადად სისტემის ფასი (SP), დეფიციტური (PH) და პროფიციტური (PL) არეების ფასი.

ელექტრული ქსელის გადატვირთვის მოხსნის ასეთი მეთოდი ცნობილია როგორც ბაზრების

დაყოფა (Market Splitting).

ელსპოტის ბაზრის მონაწილეების ფინანსური ანგარიშსწორება დამოკიდებულია

შესაბამის ტერიტორიაზე ჩამოყალიბებულ ლოკაციურ ფასებზე (PH; PL), ხოლო სისტემის ფასი (SP)

წარმოადგენს ფორვარდული გარიგებებისა და ფიუჩერსული კონტრაქტებისთვის

სანგარიშსწორებო ფასს.

ელსპოტის წინა დღის ბაზარზე განაცხადების მიღება დღის 12:00 საათზე წყდება და

შესაბამისად ელექტროენერგიის ფიზიკურ მიწოდებამდე მაქსმიუმ 36 საათიანი ინტერვალია

(ელსპოტის წინა დღის ბაზარზე რომელიმე კონკრეტული დღისთვის ელექტროენერგიის

ფიზიკური მიწოდების ათვლა დღის 12:00 საათზე იწყება). თუმცა, ბაზრის მონაწილეებს უფლება

აქვთ თავიანთი შემოთავაზებების „გამოსწორების“ და „დაბალანსების“. ამის საშუალებას, მათ

ნორდპულის საბალნსო ბაზარი, ელბასი (Elbas), აძლევს. ელბასზე ვაჭრობა მარტივ პრინციპს

ემყარება. მას შემდეგ რაც ყოველდღე, 12:00 საათზე ბაზრის მონაწილეები თავიანთი განაცხადებს

გაუგზავნიან სისტემის ოპერატორს და 14:00 საათზე სისტემის ოპერატორი ოფიციალურად

დახურავს სპოტურ ბაზარს, ბაზრის მონაწილეებს უფლება აქვთ განახორციელონ

ელექტროენერგიის ყიდვა-გაყიდვა ერთი საათით ადრე მომდევნო საათებისთვის

ელექტროენერგიის საბალანსო ბაზარზე (იხ. ნახაზი 8.11). ელბასზე ვაჭრობა უწყვეტად

მიმდინარეობს, კონტრაქტის დადება შესაძლებელია ერთი საათით ადრე ელექტროენერგიის

ფიზიკურ მიწოდებამდე. ელბასის საბალანსო ბაზარი 1999 წელს გაიხსნა და ის წარმოადგენს

ინტერნეტზე დაფუძნებულ ელექტრონულ სავაჭრო სისტემას.

ნახაზი 8.11. ნორდპულის ბაზარი ელექტროენერგიის ფიზიკურ მიწოდებამდე რამდენიმე საათით ადრე

გარდა სპოტური და საბალანსო ბაზარისა, ნორდპული ბაზრის მონაწილეებს ასევე

სთავაზობს ფიუჩერსულ კონტრაქტებს. ფიუჩერსული კონტრაქტები მოიცავს: კვირეულ

კონტრაქტებს (პერიოდი მოიცავს 4-დან - 7 კვირამდე), ე.წ. „ბლოკურ“ კონტრაქტებს (პერიოდი

მოიცავს 4-დან - 52 კვირამდე) და სეზონურ კონტრაქტებს (მოიცავს სამ წლამდე პერიოდს).

ელექტროენერგიის ფიუჩერსი არის წმინდა ფინანსური კონტრაქტი, რომელიც ფასის

ჰეჯირებისათვის გამოიყენება. ნორდპულის მეშვეობით სოლიდური მოცულობის ვაჭრობა

ხორციელდება ორმხრივი კონტრაქტებით (over-the-counter (OTC) contracts). ნორდპულის

ორმხრივი კონტრაქტების ბაზარი საკმაოდ ლიკვიდურია. ჯერ კიდევ 1997 წელს, ორმხრივი და

ფიუჩერსული კონტრაქტებით ნავაჭრმა ელექტროენერგიის მოცულობამ 310 ტვტ./სთ შეადგინა.

188

8.4.5. კონკურენცია და რეგულირება ნორდპულის საერთაშორისო ბაზარზე

ელექტროენერგიის ქსელური საქმიანობის მკაცრი რეგულირება უზრუნველყოფს მესამე

მხარის ქსელზე არადისკრიმინაციულ და ტრანსპარენტულ დაშვებას. თუმცა, ნორდპულის

ბაზარი ეფუძნება თვითრეგულირების პრინციპს წევრი სახელმწიფოების ეროვნული

კონკურენციის ხელშემწყობი სააგენტოების მეთვალყურეობის ქვეშ. ასეთი მიდგომა

განსხვავდება იმ მიდგომისაგან, რომელიც გამოყენებულ იქნა ინგლისში და უელსში, სადაც

ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ბირჟა მკაცრად კონტროლდება. იქედან გამომდინარე, რომ

რეფორმამდე სკანდინავიურ ქვეყნებში ელექტროენერგიის ბაზარზე წარმოდგენილი იყო

შედარებით ბევრი მონაწილე, რეფორმა უფრო მარტივი გასატარებელი აღმოჩნდა.

სკანდინავიურ ელექტროენერგეტიკულ ბაზრის ბირჟაზე მონაწილეობა შეუძლიათ

ელექტროენერგიის მწარმოებლებსაც და მომხმარებლებსაც. ელექტროენერგიის მწარმოებლები არ

არიან ვალდებულები ელექტროენერგია გაყიდონ ბირჟის საშუალებით, შესაბამისად ნორდპული

მიმზიდველი ადგილი უნდა იყოს დროის ნებისმიერ მომენტში, რათა გენერაციის

ობიექტებისთვის სასურველი გახადოს მის ბაზარზე ვაჭრობა.

ელექტროენერგიით ვაჭრობის ბირჟის გაფართოებამ შესაძლოა საჭირო გახადოს

გადაცემის ინფრასტრუქტურის გაძლიერება ქვეყნებს შორის. როგორც სხვა კონკურენტული

ბაზრების, ისე სკანდინავიური ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ნაკლოვანება ისაა, რომ ჯერ-

ჯერობით არ არსებობს მკეთრად განსაზღვრული წესები თუ როდის უნდა მოხდეს

ელექტროენერგეტიკული ქსელის გაფართოება და როგორ უნდა დაფინანსდეს ის.

ევროკავშირის ინიციატივა ერთიანი შიდა ელექტროენერგეტიკული ბაზრის

ჩამოყალიბების შესახებ პროექტის დონეზე ითვალისწინებს ნორდპულის ბაზრის დაწყვილებას

სხვა ევროპულ კონკურენტულ ბაზრებზე, მათ შორის ბალტიისპირა რეგიონების, გერმანიისა და

საფრანგეთის ელექტროენერგიით ვაჭრობის ბირჟებთან, თუმცა აღნიშნულის განხორციელება

გულისხმობს მასობრივ ინვესტიციებს ტრანსსასაზღვრო გადამცემ ხაზებში, რისი დაფინანსებაც

საკმაოდ პრობლემური საკითხია.

მსოფლიო ბანკის ექსპერტის, ლენარტ კარლსონის აზრით60, სკანდინავიური

ელექტროენერგეტიკული ბაზარი, გამოცდილების გაზიარების თვალსაზრისით, ნაკლებად

შესაფერისია იმ განვითარებადი ქვეყნებისათვის, რომელთაც ახლახანს წამოიწყეს სახელმწიფო

მონოპოლიური სისტემიდან საბაზრო პრიცნიპებზე ორიენტირებულ სტრუქტურაზე გადასვლა.

თუმცა, სკანდინავიური ელექტროენერგეტიკული ბაზარი ნათალად წარმოაჩენს წარმატებული

საერთაშორისო ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ჩამოყალიბების შესაძლებლობას, რაც

სარგებლიანი და მიმზიდველი ვარიანტი შეიძლება იყოს მრავალი მცირე

ელექტროენერგეტიკული სისტემის მქონე განვითარებადი ქვეყნისათვის.

60 Lennart Carlsson – “International Power Trade The Nordic Power Pool “, January 1999

189

დანართი 1. აშშ-ს ელექტროენერგეტიკული საიმედობის კორპორაციის (NERC)-ის

რეგიონები ინტერკონექციების მიხედვით. წყარო: www.nerc.com

190


1. დ. ჩომახიძე. ენერგეტიკის მდგრადი განვითარების რეგულირების პრინციპები. თბილისი

2012 წ.

2. USAID-ის მიერ დაფინანსებული ჰიდროენერგეტიკაში ინვესტიციების ხელშეწყობის

პროექტი. საქართველოს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის მოდელი 2015. აპრილი 2012 წ.

3. Blumsack S., “Measuring the benefits and Costs of Regional Electric Grid Integration”, 2007.

4. World Bank report, ESMAP. „Trading Arrangements and Risk Management in International Electricity

Trade“ , October 2008.

5. Carlsson L., “International Power Trade The Nordic Power Pool “, January 1999

6. Nord Pool ASA. “Trade at the Nordic Spot Market: The world’s first international spot power exchange”,

April 2004.

7. Nord Pool Consulting AS and Accenture-Hungary. “Report on CEEPEX Regional Power Exchange”, July

2009

8. Supponen M., “Cross-Border Electricity Transmission Investments”, 2012.

191

ენერგოეფექტიანობა9.


მაშინ როდესაც თანამედროვე მსოფლიოში ენერგიაზე, მათ შორის ელექტროენერგიაზე,

მოთხოვნა და მისი ფასები განუწყვეტლივ იზრდება, სულ უფრო მნიშვნელოვანი ხდება ენერგიის

ეფექტიანი გამოყენება. ენერგიის ეფექტიანი გამოყენება მოსახლეობის, ბიზნესის, სახელმწიფო და

სხვა დაწესებულებების მიერ წარმოადგენს ერთ–ერთ ყველაზე გავრცელებულ და ეფექტიან

საშუალებას თანამედროვე მსოფლიოში არსებული ისეთი გამოწვევების წინააღმდეგ როგორიცაა

ენერგიაზე მაღალი ფასები, ენერგულსაფრთხოება და ენერგოდამოუკიდებლობა, ჰაერის

დაბინძურება, გლობალური დათბობა, ელექტრო სისტემის მდგრადობა. გარდა

ენერგოეფექტიანoბის მნიშვნელბისა, ამ თავში მიმოხილულია მისი გაზომვის ხერხები და

წამახალისებელი მექანიზმები/პოლიტიკა.

9.1. რა არის ენერგოეფექტიანობა და რატომ ვუთმობთ მას ყურადღებას

მსოფლიო მოსახლეობის ზრდა, ეკონომიკური განვითარება, ქალაქების ზრდა იწვევს

ელექტროენერგიაზე, და ზოგადად ენერგიაზე, მოთხოვნის ზრდას. გამუდმებით იზრდება

ელექტროენერგიის ფასი. მსგავსად ყველა სხვა რესურსისა მსოფლიოში, ენერგორესურსებიც

შეზღუდულია და გამუდმებით მიმდინარეობს პოლიტიკური თუ საბაზრო ომი მის მოსაპო-

ვებლად. მსოფლიო ქვეყნები იძულებულნი არიან სულ უფრო მეტი ინვესტიცია განახორციელონ

ენერგორესურსების მოპოვებაში

და გამომუშავებაში, რაც დაკავ-

შირებულია დიდძალ დანახარ-

ჯებთან, გამოხატული როგორც

ფულად, ისე არაფულად ფორმაში.

ენერგიაზე გაზრდილი

მოთხოვნის დაკმაყოფილების

ალტერნატიულ საშუალებას

წარმოადგენს ენერგიის ეფექტიანი

მოხმარება.

ენერგიის ეფექტიანი

მოხმარება მოსახლეობის,

ბიზნესის, სახელმწიფო და სხვა

დაწესებულებების მიერ

წარმოადგენს ერთ–ერთ ყველაზე

გავრცელებულ და ეფექტიან საშუალებას თანამედროვე მსოფლიოში არსებული ისეთი

გამოწვევების წინააღმდეგ როგორიცაა ენერგიაზე მაღალი ფასები, ენერგოუსაფრთხოება და

ენერგოდამოუკიდებლობა, ჰაერის დაბინძურება, გლობალური დათბობა, ელექტრო სისტემის

სტაბილურობა.

სანამ გავეცნობით ენერგოეფექტიანობის სარგებლიანობასა და მის მისაღწევად საჭირო

ზომებს, მნიშვნელოვანია განვსაზღვროთ, თუ რას გულისხმობს ეს ტერმინი.

ნახაზი 9.1 ელექტროენერგიის წმინდა გამომუშავება მსოფლიოში

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

მილ

იარ

დი

კვტ

.სთ

ატომური განახლებადი თბოსადგურები

წყარო: http://www.eia.gov

192

თუ დაფიქრებულხართ რას შეიძლება ნიშნავდეს ეს ტერმინი? რა შეიძლება იგულისხმობდეს

ენერგიის ეფექტიან მოხმარებაში?

მრავალი მოსაზრება და ვარაუდი შეიძლება გამოითქვას იმის შესახებ თუ რა არის

ენერგოეფექტიანობა და ყველა მათგანი შეიძლება იყოს მისი ნაწილი. ენერგეტიკის მსოფლიო

საბჭოს (http://www.worldenergy.org) განმარტებით:

ენერგოეფექტიანობა გულისხმობს ნაკლები ენერგიის მოხმარებას იგივე ხარისხის და

რაოდენობის მომსახურების მისაღებად. უმეტესად ენერგოეფექტიანობა ასოცირდება

ტექნოლოგიურ გაუმჯობესებასთან (მაგალითად, თანამედროვე საყოვაცხოვრებო ტექნიკა

მოიხმარს ნაკლებ ენერგიას, ვიდრე მოძველებული), თუმცა ენერგოეფექტიანობა ასევე შეიძლება

მიიღწეს უკეთესი ენერგომენეჯმენტის წყალობით, რაც მოიცავს არატექნიკურ ფაქტორებს

(მაგალითად, ენერგოეფექტიანი ქცევა)

სანამ განვიხილავთ სად შეიძლება მოხდეს ელექტროენერგიის დაზოგვა, უნდა ვიცოდეთ

თუ სად იკარგება ენერგია. როგორც ცნობილია, ელექტროენერგიის სამომხმარებლო ციკლი

შედგება სამი ძირითადი ელემენტისაგან:

ელექტროენერგიის წარმოება,

მიწოდების მხარე ელექტროენერგიის

გადაცემა/განაწილება/დისპეტჩერირება

ელექტროენერგიის მოხმარება მოთხოვნის მხარე

ელექტროენერგიის წარმოება და მისი მომხმარებლამდე მიტანა შეიძლება მივაკუთვნოთ

მიწოდების მხარეს, ხოლო მოთხოვნის მხარე გულისხმობს ელექტროენერგიის მოხმარებას

მოსახლეობის, ბიზნესის თუ სხვა სუბიექტების მიერ. ენერგიის დანაკარგები ჩნდება ორივე

მხარეს იქნება ეს მისი წარმოება, გადაცემა თუ მოხმარება.

ნახაზი 9.2. დანაკარგები ელექტროენერგიის წარმოების და გადაცემის პროცესში

წყარო: ბრიტანეთის სამაუწყებლო კორპორაციის მასალების მიხედვით

ნახაზზე 9.2 ნაჩვენებია ენერგიის დანაკარგები მიწოდების მხარეს. როგორც ნახაზიდან

ჩანს, დანაკარგების უდიდესი ნაწილი წარმოიქმნება სხვადასხვა ტიპის ელექტროსადგურების

მიერ ელექტროენერგიის წარმოებისას. ჰიდროელლექტროსადგურს არ შეუძლია 100%–ით

http://www.worldenergy.org/

193

აითვისოს წყლის რესურსი, თბოელექტროსადგურში საწვავის წვის შედეგაც წარმოქმნილი

ენერგიის მხოლოდ ნაწილი მიემართება ელექტროენერგიის საწარმოებლად. წარმოებული

ელექტროენერგიის ნაწილი მოიხმარება თვითონ ელექტროსადგურის მიერ და დამატებით

დანაკარგები ჩნდება ელექტროენერგიის გადაცემისას. ელექტროენერგიის მწარმოებლიდან

საბოლოო მომხმარებლამდე მისატანად საჭიროა ელექტროენერგიის გადაცემა მაღალი ძაბვის

ხაზებით და შემდეგ მისი განაწილება, რომელსაც ახორციელებენ სადისტრიბუციო კომპანიები.

ქსელში ელექტროენერგიის გატარებისას მისი რაღაც ნაწილი იკარგება და მხოლოდ ნარჩენი

ნაწილის მიწოდება ხდება საბოლოო მომხმარებლისათვის. მნიშვნელოვანია, რომ გადაცემა და

განაწილება მოხდეს ეფექტიანად, ნაკლები დანაკარგებით, რაც მნიშვნელოვნად აამაღლებს

სისტემის სტაბილურობას და თავის წვლილს შეიტანს დამატებითი გამომამუშავებელი

სიმძლავრეების საჭიროების შემცირებაში.

ელექტროენერგიის დანაკარგებს

ასევე ადგილი აქვს მოთხოვნის მხარეს.

არაენერგოეფექტიანი ტექნიკის გამოყენება,

საცხოვრებელი და საოფისე შენობები,

რომლებსაც არ ძალუძთ სიგრილის თუ

სითბოს შეკავება შენობაში, მომხმარებლის

დაუდევარი ქცევა იწვევს ენერგიის

დანაკარგებს. მიუხედავად იმისა, რომ სულ

უფრო მეტი ყურადღება ეთმობა

ელექტროენერგიის ეფექტიან მოხმარებას,

მაინც ძნელად მისაღწევი ხდება მსოფლიოში

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის ზრდის

შენელება. სწორედ მოხმარების მხარეს

ეთმობა უმეტესობა პროექტებისა თუ

სახელმწიფო პოლიტიკისა, რომელიც

დაკავშირებულია ელექტროენერგიის და ზოგადად ენერგიის ეფექტიან მოხმარებასთან.

შეიძლება ითქვას, რომ ენერგიის ეფექტიანად მოხმარება მნიშვნელოვანია როგორც

მიწოდების, ისე მოთხოვნის მხრიდან. სწორედ ამიტომ, ენერგოფექტიანობის ცნება

მნიშვნელოვანია როგორც ელექტროენერგიის მომხმარებლებისათვის, ასევე იმ

სუბიექტებისათვის, რომლებიც პასუხისმგებელნი არიან მის გამომუშავებაზე და

მომხმარებლებისათვის მიწოდებაზე.

ეფექტიანი გამომუშავება, ეფექტიანი გადაცემა და მიწოდება, ეფექტიანი მოხმარება არის

ის ცნებები, რომლებიც მოიცავს ელექტროენერგიის მოხმარების ციკლის სამივე ეტაპს. ყველა

ეტაპზე ენერგოეფექტიანობის ამაღლებისათვის არსებობს სხვადასხვა ღონისძიებები.

ელექტროენერგიის გამომამუშავებელი სადგურები, იქნება ეს ჰიდრო, თბო თუ სხვა სადგური,

მიისწრაფიან, რომ რაც შეიძლება ნაკლები დანახარჯებით მოახდინონ ელექტროენერგიის

გამომუშავება. უმეტეს შემთხვევაში დანახარჯებში იგულისხმება იმ რესურსების ეფექტიანი

გამოყენება, რომლის გამოყენებითაც ხდება ელეტროენერგიის წარმეობა. თბოსადგური უფრო

ეფექტიანად მუშაობს, რაც უფრო ნაკლები საწვავის დახმარებით ახდენს კონკრეტული

რაოდნეობის ელექტროენერგიის გამომუშავებას, ჰიდროელექტროსადგურისათვის

მნიშვნელოვანია, რომ სრულად მოახდინოს წყლის ყოველი წვეთის ათვისება, ადგილი არ ქონდეს

უმიზეზოდ წყლის გატარებას.

194

ნახაზი 9.3. მნიშვნელოვანია, რომ ეფექტიანობა მიიღწეს როგორც მიწოდების, ისე მოთხოვნის მხარეს

თანამედროვე ტექნიკის გამოყენება – ამ შემთხვევაში უნდა ავითვისოთ ნაკლებად

ელექტროტევადი ტექნიკა – იქნება ეს საყოფაცხოვრებო ტექნიკა მოსახლეობისათვის თუ

დანადგარები ბიზნესისათვის. ასევე უნდა დავრწმუნდეთ, რომ ელექტროენერგიით მიღებული

სარგებელი, იქნება ეს სიგრილე (კონდიციონერი) თუ სითბო (ელექტროგამათბობელი) არ

იკარგება. საცხოვრებელი თუ საოფისე ფართის თბოიზოლაცია იძლევა გარანტიას მსგავსი

დანკარგების არარსებობისა.

ენერგოდამზოგველი ჩვევების გამომუშავება – გამოვრთოთ არასაჭირო აპარატურა, განათების

საშუალებები და სხვა ტექნიკა, რომლებიც მოიხმარენ ელექტროენერგიას. ესა არის ყველაზე

იაფფასიანი საშუალება ელექტროენერგიის დაზოგვისა და ელექტროენერგიაზე გადასახადების

შემცირებისა.

სწორი ენერგომენეჯმენტი – გარკვეულწილად მოიცავს ზემოთ აღნიშნულ საშუალებებს და

დამატებით უნდა განვსაზღვროთ როდის გამოვიყენოთ კონკრეტული ელექტრული

მოწყობილობა. როდესაც დღის განმავლობაში ელექტროენერგიაზე ტარიფები განსხვავებულია,

ზოგიერთი აქტივობის შესრულება ნაკლები დანახარჯებით შესაძლებელია ღამის საათებში,

როდესაც ელექტროენერგიაზე ტარიფი შედარებით დაბალია.

9.2. სარგებელი ენერგიის ეფექტიანი მოხმარებისგან

ენერგოეფექტიანობის ცნების განსაზღვრის შემდეგ, შეიძლება ვისაუბროთ მის

სარგებლიანობაზე. განვიხილოთ ვინ შეიძლება მიიღოს სარგებელი ეფექტიანობის ზრდით

ელექტროენერგიის მოხმარების ციკლის თითოეულ ეტაპზე.

პირველ რიგში, რაც შეიძლება მოვისაზროთ, ესაა ხარჯების შემცირება ენერგიის

ეფექტიანი მოხმარებით (იქნება ეს ელექტროენერგიის მოხმარება საბოლოო მომხმარებლის მიერ,

თუ ჰიდროელექტროსადგურის მიერ მისი გამოყენება ელექტროენერგიის საწარმოებლად).

პირადი ინტერესების გამოკვეთა და მისი როლი ელექტროენერგიის მოხმარების ეტაპზე

როგორ უნდა დაზოგოს ელექტროენერგია მომხმარებელმა?

თანამედროვე ტექნიკის გამოყენება

ენერგოდამზოგველი ჩვევების გამომუშავება

სწორი ენერგომენეჯმენტი

195

ენერეგოფექტიანობის გაზრდაში ძალიან მნიშვნელოვანია. სწორედ პირადი ინტერესები და

რაციონალური ქცევა არის ის მთავარი მამოძრავებელი ძალა, რასაც მივყავართ ეფექტიანობის

ზრდამდე და საბოლოოდ ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის ზრდის ტემპის შემცირებამდე.

პირადი ინტერესები მნიშვნელოვანია როგორც სამომხმარებლო, ისე ბიზნეს

სექტორისათვის, თუმცა დაზოგვის საშუალებები და ენერგიის მოხმარების შესამცირებელი

ღონისძიებები მნიშვნელოვნად განსხვავებულია ერთმანეთისაგან.

გარდა პირადი სარგებლისა, ენერგოეფექტიანობის როლი ძალიან დიდია ქვეყნისათვის,

რამეთუ იგივე დოვლათის შექმნა ქვეყანაში უფრო ნაკლები ენერგიის მოხმარებითაა

შესაძლებელი. ის საშუალებას აძლევს ქვეყანას და მის ტერიტორიაზე წარმოებულ პროდუქციას

იყოს უფრო კონკურენტული, ქვეყანა ნაკლებად იყოს დამოკიდებული იმპორტირებულ

ენერგორესურსებზე ან შეძლოს უფრო მეტის ექსპორტი. ეს ქმნის ენერგო და ეკონომიკურ

უსაფრთხოებას და დამატებით ზრდის სისტემის მდგრადობას.

აქვე შიძლება განვასხვავოთ განვითარებული და განვითარებადი ქვეყნების სტიმულები

ენერგოეფექტიანობის ამაღლებაში. განვითარების საწყის ეტაპზე ენერგიის დაზოგვა

მნიშვნელოვანია იმდენად, რამდენადაც ენერგიის მოხმარების შემცირება მნიშვნელოვანია

ქვეყნის შეზღუდული რესურსების პირობებში. მნიშვნელოვანია, რომ წარმოება იყოს ეფექტიანი,

მოსახლეობა იყოს ინფორმირებული ენერგიის დაზოგვის სარგებლიანობაზე, რაც საშუალებას

მისცემს შეამცირონ დანახარჯები. როდესაც ქვეყანა აღწევს განვითარების მაღალ საფეხურს,

ელექტროენერგიის მიწოდების და მოხმარების ეფექტიანობა შედარებით მაღალია, ენერგიის

მოხმარება აღწევს მაღალ დონეს, დამატებითი ეფექტიანობის ზრდა გარდა ხარჯების

შემცირებისა გამოწვეულია სხვა ფაქტორებით, ისეთებით როგორიცაა გარემოზე ზრუნვა, ქვეყნის

იმიჯი.

რა სარგებელი შეიძლება მოიტანოს ენერგიის ეფექტიანად მოხმარებამ საქართველოსათვის?

საქართველოს გააჩნია დიდი პოტენციალი ელექტროენერგიის დაზოგვისათვის, რაც ქვეყანას

მიცემს საშუალებას:

შეამციროს იმპორტის საჭიროება და გაზადროს ექსპორტის პოტენციალი;

მიუხედავად იმისა, რომ 2007 წლიდან საქართველო არის ელექტროენერგიის ექსპორტიორი

ქვეყანა, 2012 წელს კვლავ გახდა ელექტროენერგიის იმპორტიორი. დამატებით სიმძლავრეებში

ინვესტიციების ალტერნატივას წარმოადგენს ენერგიის ეფექტიანი მოხმარების მეშვეობით

ენერგიაზე მოთხოვნის შემცირება.

შეამციროს ელექტროენერგიაზე ტარიფები;

გამომდინარე იქიდან, რომ არ იქნება საჭიროება ძვირი ელექტროენერგიის იმპორტისა, ამან

შესაძლოა მისცეს საშუალება ქვეყანას შეამციროს სამომხმარებლო ტარიფები.

შეამციროს გარემოზე ზემოქმედება.

რადგანაც საქართველოში ელექტროენერგიის უდიდესი ნაწილის გამომუშავება ხდება

ჰიდრორესურსების გამოყენებით, გარემოზე ზემოქმედებად შეიძლება განვიხილოთ ჰიდრო-

ელექტროსადგურებისათვის საჭირო რეზერვუარებისათვის ტერიტორიის გამოთავისუფლება

და მისი დატბორვა, რამაც შესაძლოა მნიშვნელოვანად შეცვალოს მიკროკლიმატი.

196

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

20

32

20

34

მილ

იარ

დი

ტო

ნა

ნახშირი თხევადი საწვავი ბუნებრივი გაზი

გარდა პირდაპირი სარგებლისა, ენერგოეფექტიანობის ზრდა და ენერგოეფექტიან

ტექნოლოგიებზე გაზრდილი მოთხოვნა სტიმულს აძლევს ენერგოეფექტიანი ტექნოლოგიების

წარმოებას და კვლევებს ამ მიმართულებით. ასევე ვითარდება სხვადასხვა სერვისები, ისეთი

როგორიცაა ენერგოაუდიტი, რომლებიც დაკავშირებულია ენერგოეფექტიანი ტექნოლოგიების

მიღებასა და მისგან შესაძლო სარგებლის მიღების შეფასებასთან.

თუ უფრო ფართო ჭრილში განვიხილავთ ენერგოეფეტიანობას, სარგებელი თვალსაჩინოა

მთელი მსოფლიოსათვის. მე–20 საუკუნის 80–იანი წლებიდან სულ უფრო დიდი ყურადღება

ეთმობა გარემოზე ზემოქმედებას და გლობალურ დათბობას. ენერგიის ეფექტიანი მოხმარებით

ვამცირებთ საჭიროებას დამატებითი ენერგიის წარმოებისა და შესაბამისად გამოფრქვეული

ნახშირორჟანგის მოცულობას.

ნახაზი 9.4. ენერგიის მოხმარებასთან დაკავშირებული ნახშირორჟანგის გამოფრქვევა გარემოში სხვადასხვა

წყაროებიდან. პროგნოზირებადი რაოდენობა 2034 წლამდე

წყარო: აშშ–ის ენერგეტიკული ინფორმაციის ადმინისტრაცია

ნახაზზე 9.4 მოცემულია ნახშირორჟანგის გამოფრქვევების ცვლილება დღემდე და

პროგნოზირებადი რაოდენობა 2034 წლამდე. ნახაზიდან აშკარად ჩანს, რომ გამოფრქვევების

რაოდენობა გამუდმებით იზრდება. სწორედ ენერგიის ეფექტიანი მოხმარება შეამცრიებს

სხვადასხვა გარემოსათვის მავნე ენერგიის წყაროების გამოყენების ზრდის საჭიროებას.

როგორც აღინიშნა, ენერგოეფექტიანობა არ მოიცავს მხოლოდ ენერგიის ეფექტიან

მოხმარებას, მოთხოვნის მხარეს, არამედ ეფექტიანობის მიღწევა ასევე შეიძლება ენერგიის

მიწოდების მხრიდანაც. ელექტროენერგიის ეფექტიანი გამომუშავება, ეფექტიანი გადაცემა და

ეფექტიანი მიწოდება წარმოადგენს ენერგიაზე მოთოვნის შემცირების მნიშვნელოვან

ელემენტებს.

9.3. როგორ გავზომოთ ენერგოეფექტიანობა

როგორ გავზომოთ რამდენად ეფექტიანად ხდება ელექტროენერგიის გამომუშავება,

გადაცემა თუ მისი მოხმარება – არის კითხვა რომელზე პასუხის გაცემაც გადამწყვეტია იმის

გამოსარკვევად, თუ როგორ იცვლება მდგომარეობა ქვეყანაში თუ მსოფლიოში და რა

ტენდენციები შეინიშნება. ეფექტიანობის დონის განსაზღვრა გვაძლევს საშუალებას იმ

პოტენციალის შეფასებისა, რომელიც არსებობს ქვეყანაში თუ კონკრეტულ რეგიონში.

197

ეფექტიანობა შეიძლება გაიზომოს ელექტროენერგიის წარმოების, გადაცემის/განაწილების

თუ მოხმარების ეტაპზე. ასევე მნიშვნელოვანია გავზომოთ ზოგადად ქვეყნის ან ქვეყნების

ჯგუფის ეფექტიანობა ელექტროენერგიის მოხმარებაში.

როდესაც ვსაუბრობთ დანაკარგების შემცირებაზე ელექტროენერგიის მოხმარების ციკლის

ეტაპებზე, უნდა ვიცოდეთ, რომ დანაკარგები არ უნდა გავიგოთ პირდაპირი გაგებით. ენერგია არ

იკარგება, ის მხოლოდ გარდაიქმნება. ჰიდროელექტროსადგურებში წყლის კინეტიკური ენერგია

გარდაიქმნდება მექანიკურ ენერგიად, რასაც მოძრაობაში მოჰყავს ტურბინა და შედეგად ვიღებთ

ელექტროენერგიას. ანუ ესაა პროცესი, რომელიც წყლის ენერგიას გარდაქმნის

ელექტროენერგიად. იგივე შეიძლება ითქვას სხვა ეტაპებზეც. როდესაც ვანთებთ ნათურას, ის

გარდა სინათლისა ასხივებს სიმხურვალეს, ანუ ელექტრული ენერგია გარდაიქმნება სითბურ

ენერგიად. თანამედროვე ფლუროსცენტრული ნათურების შემთხვევაში ეს სიმხურვალე

მნიშვნელოვნად ნაკლებია, რაც იმას ნიშნავს, რომ ელექტროენერგიის უფრო მეტი ნაწილი

გამოიყენება ნათებისათვის და უფრო ნაკლები გამოიყოფა სიმხურვალის სახით.

ელექტროსადგურის მუშაობის ეფექტიანობა შეიძლება შეფასდეს რამდენიმე ფაქტორით:

სიმხურვალის ნორმა (ენერგოეფექტიანობა) / heat rate (energy efficiency)

ეკონომიკური ეფექტიანობა / economic efficiency

საოპერაციო ეფექტიანობა / operational efficiency

გამომუშავების ეფექტიანობის შემაფასებელი ინდექსები61:

სიმხურვალის ნორმა (ენერგოეფექტიანობა) Heat Rate (Energy Efficiency)

საერთო ეფექტიანობა/ენერგოეფექტურობა ელექტროსადგურისათვის შეიძლება

განისაზღვროს:

φhr = H / E ,

სადაც: φhr = სიმხურვალის ნორმა (ბტუ/კვტ.სთ)

H = სიმხურვალე მიწოდებული ელექტროსადგურისათვის მოცემულ პერიოდში (ბტუ)

E = გამომუშავებული ელექტროენერგია (კვტ.სთ)

ეკონომიკური ეფექტიანობა

ეკნომიკური ეფექტიანობა არის ფარდობა წარმოების ხაჯებისა (საწვავის, შრომის და

სხვების ჩათვლით) გამომუშავებულ ელექტროენერგიასთან დროის მოცემულ

პერიოდში.

φee = C / E ,

სადაც:

φee = ეკონომიკური ეფექტიანობა (თეთრი/კვტ, ცენტი/კვტ)

C = წარმოების ხარჯი მოცემული პერიოდისათვის (თეთრი, ცენტი)

61 წყარო: engineeringtoolbox

198


საოპერაციო ეფექტიანობა (Operational Efficiency)

საოპერაციო ეფექტიანობა ესაა ფარდობა დროის კონკრეტულ პერიოდში

გამომუშავებული ელექტროენერგიისა მაქსიმალურ შესაძლო გამომუშავებასთან

μoe = (100) E / E100% ,

სადაც: μeo = საოპერაციო ეფექტიანობა (%)


E100% = მაქსიმალური შესაძლო გამომუშავება იგივე პერიოდში (როდესაც სადგური მუშაობს 100% დატვირთვით) (კვტ.სთ)

ნახაზი 9.6 გვიჩვენებს თუ რამდენად ეფექტიანად ხდება სხვადასხვა ენერგიის

ელექტროენერგიად გარდაქმნა. დიდი ჰიდროელექტროსადგურები გამოირჩევიან ყველაზე დიდი

ეფექტიანობით. მზის, ქარის და გეოთერმული ენერგიით ელექტროენრგიის წარმოება მხოლოდ

მე–20 საუკუნეში დაიწყეს და შესაბამისად ტენქოლოგიები ამ მიმართულების ვითარდება და ამ

პროცესს თან ახლავს ეფექტიანობის მუდმივი ზრდა და ფასების შემცირება.

ნახაზი 9.6. სხვადასხვა ტიპის ელექტროსადგურების ეფექტიანობა

გადაცემის/განაწილების ეფექტიანობა მარტივად შეიძლება გავზომოთ როგორც ფარდობა

მომხმარებლებზე მიწოდებული და ელექტროსადგურიდან მიღებული ელექტროენერგიისა.

საზოგადოდ ცნობილია, რომ მაღალი ძაბვის გადაცემის ხაზებში დანაკარგები შედარებით

დაბალია ვიდრე დაბალი გადაცემის ხაზებში. გადაცემის და განაწილების ქსელში რაც უფრო

მეტი წილი უჭირავს მაღალი გადაცემის ხაზებს, მით უფრო ნაკლებია სისტემის დანაკარგები.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

199

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1990 2000 2005 2008 2009 2010ელექტროენერგიის გამომუშავების ეფექტიანობა ელექტროენერგიის დანაკარგები ქსელში

თბოსადგურების გამომუშავების ეფექტიანობა

თუმცა, მაღალი ძაბვის ხაზებით არ ხდება საბოლოო მომხმარებელზე ელექტროენერგიის

მიწოდება. ტრანსფორმატორების მეშვეობით ხდება ძაბვის დადაბლება და შემდეგ ხდება

განაწილება მოსახლეობაში დაბალი ძაბვის ხაზებით. აშშ–ში, რათა შეემცირებინათ ქსელის

დანაკარგები, ძაბვის დადაბლება ხდება თითოეული მოსახლისათვის ცალ–ცალკე, რაც

მნიშვნელოვნად ამცირებს დაბალი ძაბვის ხაზების წილს ქსელში და შესაბამისად

დანაკარგებიც ნაკლებია

იგივე პრინციპის მეშვეობით შეიძლება შევაფასოთ კონკრეტული ელექტრო

მოწყობილობის ეფექტიანობა.

ეფექტიანობა = ( ტრანფორმირებული სასარგებლო ენერგია : მიწოდებული ენერგია ) x 100

ვარვარა ნათურის ეფექტიანობა შეიძლება გაიზომოს შემდეგნაირად: 10:100x100=10. რაც

ნიშნავს, რომ მიწოდებული 100 კვ.სთ ელექტროენერგიიდან მხოლოდ 10% გარდაიქმნება

სინათლედ, ხოლო დანარჩენი 90% კი – სითბოდ.

ნახაზი 9.5. გენერაციისა და გადაცემის ეფექტიანობა. 1990–2010 წლები

წყარო: enerdata

ელექტროენერგიის გამომუშავების და გადაცემის ეფექტიანობის ცვლილება მსოფლიოში

გამოსახულია ნახაზზე 9.5. 1990 წლიდან საკმაოდ გაიზარდა თბოელექტროსადგურების

ეფექტიანობა და ასევე შეინიშნება ზრდა ზოგადად გამომუშავების ეფექტიანობაში. ასევე

შემცირებულია ქსელში დანაკარგები ელექტროენერგიის გადაცემის თუ განაწილების დროს.

ტექნოლოგიების უწყვეტი განვითარების პირობებში, მოსალოდნელია რომ ეფექტიანობის

ამაღლების პროცესი კვლავ გაგრძელდება.

თუ განვიხილავთ ენერგოეფექტიანობას უფრო ფართო, ქვეყნის, რეგიონიის თუ

მსოფლიოს დონეზე, მისი შეფასების კრიტერიუმიც განსხვავებულია. ენერგიის და მათ შორის

ელექტროენერგიის მოხმარება დადებითადაა კორელირებული (დაკავშირებული) ქვეყნის

ეკონომიკურ ზრდასთან. მთლიანი შიდა პროდუქტი (მშპ) გამოდგება საზომად ქვეყანაში

შექმნილი დამატებითი ღირებულებისა. დამატებული ღირებულების ზრდა დაკავშირებულია

ენერგიაზე გაზრდილ მოთხოვნასთან. თუმცა, ენერგიის ეფექტიანი გამოყენება ნიშნავს, რომ

იგივე რაოდენობის მშპ–ის შექმნა შესაძლებელია უფრო ნაკლები ენერგიის გამოყენებით. სწორედ

ეს პრინციპი ეფუძნება ტერმინს ენერგოტევადობა/ელექტროტევადობა.

200

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

2000 2005 2010მსოფლიო მაღალშემოსავლიანი ქვეყნები ევროპა და ცენტრალური აზია

ევროკავშირი საქართველო

ენერგოტევადობა/ელექტროტევადობა არის საზომი ქვეყნის ენერგოეფექტიანობისა. ის

გვიჩვენებს თუ რა რაოდენობის ენერგიაა საჭირო ერთი ერთეული მშპ–ს შესაქმნელად.

რაც უფრო მაღალია ენერგოინტენსიურობა, მით უფრო ძვირი უჯდება ქვეყანას ენერგიის მშპ–

ში ტრანსფორმაცია და მით უფრო ნაკლებად ეფექტიანია.

ნახაზი 9.7. ელექტროტევადობა საქართველოსა და მსოფლიოს სხვადასხვა რეგიონებში

წყარო: enerdata

ნახაზიდან (9.7) ჩანს რომ ყველაზე ეფექტიანად ელექტროენერგის მოიხმარს ევროკავშირი.

საქართველო ამ მხრივ მნიშვნელოვანად ჩამორჩება მსოფლიოს, თუმცა ბოლო ათწლეულის

განმავლობასი მნიშვნელოვანი პროგრესი ფიქსირდება. გამომდინარე იქიდან, რომ

საქართველოში ამ მიმართულებით კვლევების ნაკლებობაა, ზუსტად არ შეიძლება ითქვას თუ რამ

გამოიწვიან ეფექტიანობის ამაღლება და ეკონომიკის რომელი სექტორი/სექტორები

განვითარდა/განვითარდნენ ამ მიმართულების.

9.4. როგორ ხდება გადაწვეტილების მიღება ენერგოეფეტიან ტექნოლოგიებში

ინვესტიციის განხოციელებისას

ენერგოეფექტიან ტექნოლოგიებში ინვესტიციის განხორციელებამდე ყველა ინვესტორი,

იქნება ეს ბიზნეს სუბიექტი, მოქალაქე, ელექტროენერგიის გამომაუშავებელი თუ გადაცემის

მომსახურების მიმწოდებელი, განიხილავს მისი ინვესტიციიდან მისაღები სარგებლის და

გასაწევი ხარჯის ოდენობას. ხარჯის რენტაბელურობა არის წინაპირობა იმისა, რომ

განხორციელდეს ინვესტიცია ენერგოეფექტიან ტექნოლოგიებში (იქნება ეს ვარვარა ნათურის

ფლუროსცენტრულით შეცვლა თუ საამქროში ძველი დანადგარის ახალი, უფრო ეფექტიანი,

დანადგარით შეცვლა).

როგორც წესი, ენერგოეფექტიან ტექნოლოგიებში ინვესტიციის განხორციელებამდე

ტარდება ენერგოაუდიტი. ეს ტერმინი გულისხმობს შენობების/დანადგარების შემოწმებას,

ენერგიის მოხმარების ანალიზს, ენერგიის დანაკარგების წყარეების გამოვლენას და

რეკომენდაციებს ენერგიის მოხმარების შემცირებისათვის.

201

ვიდრე განვიხილავდეთ კონკრეტულ მეთოდებს, რომელიც საშუალებას გვაძლევს

დავთვალოთ ხარჯის მართებულობა, განვიხილოთ რამდენიმე ფინანსური ცნება, რომელიც

დაკავშირებულია დროში ფულის ღირებულებასთან.

ფულის დღევანდელი/ დისკონტირებული

ღირებულება – გამოხატავს მომავალში მისაღები ან

გასაცემი ფულადი სახსრების ღირებულებას

დღევანდელ დღეს. მის დასათვლელად საჭიროა

ვიცოდეთ საპროცენტო განაკვეთი, ვთქვათ საბანკო

საპროცენტო განაკვეთი, და იმ თანხის მოცულობა,

რომლის მიღება ან გაცემა არის მოსალოდნელი.

PV=FV/(1+r)n ,

სადაც, PV არის ფულის ახლანდელი ღირებულება,

FV - მომავალში მისაღები/გასაცემი ფულის

ოდენობა, r - დისკონტირების კოეფიციენტი, n -

პერიოდი (ჩვეულებრივ გამოსახული წლებში), რის

შემდეგაც ველით ფულის მიღებას/გაცემას.

წმინდა დღევანდელი/დისკონტირებული

ღირებულება (NPV) გამოხატავს სხვაობას

მიღებული სარგებლის დღევანდელი

ღირებულებასა და გაწეული ხარჯების დღევანდელ

ღირებულებას შორის. სწორედ წმინდა

დღევანდელი ღირებულება არის ინდიკატორი

იმისა თუ რამდენად შესაძლებელია კონკრეტულ

დროში გაწეული ინვესტიციების ამოღება.

ფლუროსცენტრული ნათურის ღირებულება 3 წლიანი გარანტიით შეადგენს 10 ლარს. მისი

საშუალებით შესაძლებელია ელექტროენერგიის 25%–ის დაზოგვა. რამდენად მიზანშეწონილია

ინვესტიციის განხორციელება თუ ამჟამინდელი მდგომარეობით საპროცენტო განაკვეთია 12%,

განათებისათვის გამოიყენება 14 ნათურა და განათებისათვის ყოველთვიურად იხარჯება 20

ლარის ღირებულების ელექტროენერგია?

რადგანაც ხარჯის გაწევა საჭიროა ერთხელ მიმდინარე პერიოდში, მისი დღევანდელი

ღირებულება შეადგენს 140 ლარს (14x10).

სარგებელს განხორციელებული ინვესტიციებიდან ვიღებთ 3 წლის განმავლობაში და ეს

სარგებელი შეადგენს 5 ლარს ყოველთვიურად (20x0.25). დღევანდელი ღირებულება პირველი

წლის სარგებლისა შეადგენს (ყოველთვიური საპროცენტო განაკვეთი 1% (12%/12), 36 თვე

(3x12)):

PV=5/(1+0,01)1+5/(1+0,01)2+ ... +5/(1+0,01)36=150.5

NPV=150.5-140=10.5

ანუ, ფლუროსცენტრულ ნათურებში ინვესტიციების განხორციელება მოიტანს სარგებელს,

რომლის ახლანდელი ღირებულება უდრის 10.5 ლარს.

ენერგოაუდიტის ჩატარების შედეგად

შიძლება პასუხი გაეცეს კითხვებს:

რა ღირს ენერგია

სად გამოიყენება ენერგია

რა ფაქტორები მოქმედებს

ელექტროენერგის მოხმარებაზე

სად იკარგება ენერგია

რატომ იკარგება ენერგია

დაზოგვის რა პოტენციალი

არსებობს

რა ღონისძიებებია გასატარებელი

ენერგიის მოხმარების


რა რაოდენობის ინვესტიციის

განხორციელებაა საჭირო

რამდენად სწრაფად მოხდება

ინვესტიციის ამოღება

202

რამდენი დრო არის საჭირო ენერგოეფექტიანი ღენისძიების გატარებაში ინვესტირებული

რესურსების ამოსაღებად?

9.5. ენერგოეფექტიანობის წამახალისებელი მექანიზმები/პოლიტიკა და მათი შეფასება

გარდა იმისა, რომ შესაძლოა კონკრეტული ენერგოეფექტიანობის ასამაღლებელი

ღონისძიებების გატარებისათვის ხარჯის გაწევა არ იყოს გამართლებული, არსებობს სხვა

ფინანასური და არაფინანსური ბარიერები, რომლებიც აბრკოლებენ ენერგოეფექტიანობის ზრდას.

მსგავს ბარიერებს შეიძლება მივაკუთვნოთ:

სახელწიფო პოლიტიკა და რეგულირება – პოლიტიკა განსაზღვრავს ენერგოეფექტიანობის

ასამაღლებელი ზომების პრიორიტეტულობას. ზოგიერთ ქვეყანაში, ძირითადად

განვითარებად ქვეყნებში, სახელმწიფოს მხრიდან ნაკლები ყურადღება ეთმობა

ენერგოეფექტიანობას მიუხედავად მისი დიდი მნიშვნელობისა ქვეყნის მომავალ

განვითარებაში.

ელექტროენერგიის ფასი – რაც უფრო მაღალია ელექტროენერგიის ფასი, მით უფრო

დიდი მნიშვნელობა ენიჭება მის დაზოგვას. არაადეკვატურად დაბალი ფასი განაპირობებს

ელექტროენერგიის დაზოგვისადმი ნაკლებ ყურადღებას. კიდევ ერთი

გასათვალისწინებელი ფაქტორი არის მომხმარებელთა მიერ გარეგანი ხარჯების,

მაგალითად გარემოზე ზემოქმედება, გაუთვალისწინებლობა გადაწყვეტილების

მიღებისას.

ინფორმაციის ნაკლებობა – წარმოადგენს ერთ–ერთ უმთავრეს პრობლემას

ენერგოეფექტიანობის გაზრდისათვის. საზოგადოებაში/ბიზნეს წრეებში ენერგოეფეტიანი

ტექნოლოგიების და მათი შესაძლო სარგებლის შესახებ ინფორმაციის არარსებობა ან

არასრული ინფორმაცია წარმოადგენს ძნელად გადასაჭრელ პრობლემას, განსაკუთრებით

განვითარებადი და ზოგჯერ განვითარებული ყვეყნებისათვის; ეს მნიშვნელოვნად

აფერხებს ენერგიის ეფექტიანი გამოყენების შესაძლებლობებს.

ტექნიკური შესაძლებლობების ნაკლებობა ენერგოეფექტიანობის ზომების დაგეგმვისა და

განხორციელებისათვის – წარმოადგენს პრობლემას, როდესაც ბაზარზე არ არსებობს

კვალიფიციური კადრი, რომელსაც შესწევს უნარი მოახდინოს ენერგოაუდიტის ჩატარება,

ენერგოეფექტიანობის გაზრდის მიზნით საჭირო ტექნოლოგიის შერჩევა/ინსტალაცია და

მოსალოდნელი სარგებლის გამოთვლა.

ფინანსური ბარიერები – ენერგოეფექტიანი ტექნოლოგიების მიღების შესახებ

გადაწყვეტილების მიღებისას ყოველთვის გაითვალისწინება მიმდინარე ხარჯები,

რომელიც მომავალში გამოიწვევს ენერგიის დანახარჯების შემცირებას. სხვა სიტყვებით

რომ ვთქვათ, ერთმანეთს უნდა შევადაროთ მიმდინარე ხარჯები და სამომავლო შესაძლო

სარგებელი. მიმდინარე პერიოდში ხარჯების გასაწევად საჭირო სახსრების სიმწირე

წარმოადგენს ერთ–ერთ უმთავრეს პრობლემას ენერგოეფექტიანი ტექნილოგიების

მიღებისას.

დაბალი ღირებულება მომხმარებლისთვის – მიუხედავად იმისა, რომ კონკრეტული

ენერგოეფექტიანი ღონისძიების გატარება იყოს ეკონომიკურად გამართლებული,

მომხარებელმა შესაძლოა არ ისურვოს მისი განხორციელება რადგან ამ ღონისძიების

203

ეკონომიკური ღირებულება შესაძლოა მნიშვნელოვნად განსხვავდებოდეს მომხმარებლის

მიერ აღქმილი ღირებულებისაგან.

ტექნოლოგიური ბარიერები – ეს პრობლემა შეიძლება გაჩნდეს, როდესაც

ხელმიუწვდომელი ხდება თანამედროვე სტანდარტებით შექმნილი ენერგოეფექტიანი

ტექნიკა და ენერგიის დამზოგველი სხვა საშუალებები. ეს შეიძლება დაკავშირებული იყოს

ბაზრის ჩავარდნასთან (market failure).

საქართველოში ენერგოეფექტიანობა ძალიან დაბალ დონეზეა და დიდი პოტენციალი გააჩნია

გაუმჯობესებისათვის. სქართველოში, როგორც თითქმის ყველა განვითარებად ქვეყანაში,

მთავარ ბარიერებად რჩება:

მოსახლეობის ცნობიერების დაბალი დონე ენერგიის დაზოგვის საშუალებების

არსებობის, მათი სარგებლიანობის შესახებ;

ფინანსური ბარიერები;

სახელმწიფო პოლიტიკის არარსებობა.

არსებობს რა ბარიერები ელექტროენერგიის წარმოებაში, გადაცემაში თუ მოხმარებაში

ეფექტიანობის ამაღლებისათვის, საჭიროა კონკრეტული ნაბიჯების გადადგმა რათა მოხდეს

აღნიშნული შეფერხებების გადალახვა. თანამედროვე ეპოქაში სულ უფრო მეტი ყურადღება

ეთმობა ენერგიის, მათ შორის ელექტროენერგიის, ეფექტიანი მოხმარების საშუალებების და

პროგრამების, მისი დაზოგვის შესაძლებლობების განვითარებას. მიუხედავად მრავალი მცირე

თუ გლობალური მნიშვნელობის პროგრამებისა, შეიძლება ითქვას, რომ პოტენციალი ძალიან

დიდია მომავალი განვითარებისათვის. ტექნოლოგიების მუდმივი დახვეწა, საზოგადოებაში

ცნობიერების ამაღლება ენერგოეფექტიანი საშუალებების და ენერგიის დაზოგვის სარგებლისა და

მნიშვნელობის შესახებ იწვევს ენერგიის სულ უფრო მეტად ეფექტიანად გამოყენებას.

ენერგოეფექტიანობის ზრდაზე ორიენტირებული პროგრამები ითვალისწინებენ

სხვადასხვა ფინანასურ და არაფინანსურ სტიმულებს მოსახლეობისათვის, ბიზნესისა თუ საჯარო

სექტორისათვის, რათა განახორციელონ ინვესტირება ენერგოეფექტიან ტექნოლოგიებში.

ინვესტიციებში იგულისხმება როგორც ფინანსური ინვესტიცია, ასევე ენერგოფექტიანი ჩვევების

გამომუშავება.

ვსაუბრობთ რა ენერგოეფექტიანობის ზრდაზე, მნიშვნელოვანია გავარკვიოთ ვინ

შეიძლება განახორციელოს ეს პროგრამები, ვინ უნდა გასწიოს ხარჯი. ამ მიმართულებით

შეიძლება გამოირჩეს:

სახელმწიფო;

საერთაშორისო ორგანიზაციები;

კერძო კომპანიები.

თუმცა, უმეტეს შემთხვევებში, სწორედ სახელმწიფოს ეკისრება ძირითადი როლი ქვეყანაში

ენერგოეფექტიანობის გაზრდაში. ამ მხრივ მისი პასუხისმგებლობა ჩვეულებრივ მოიცავს:

შესაბამისი კანონმდებლობის შექმნა;

ბიუჯეტში ენერგოეფეტიანობის ასამაღლებელი ღონისძიებების და პროგრამების

გათვალისწინება;

204

ხელი შეუწყოს საზოგადოებაში ენერგოეფექტიანობის შესახებ ცნობიერების ამაღლებას.

იქნება ეს ენერგოეფექტიანი ტექნოლოგიების გაცნობა თუ რეკომენდაციები ეკონომიკის

სხვადასხა სფეროებისათვის;

ჩაატაროს სახელმწიფოს კუთვნილებაში არსებული აქტივების ენერგოეფექტიანობის

ასამაღლებელი ღონისძიებები.

პროგრამები რომელებიც მიმართულია ენერგოეფექტიანობის ზრდისკენ შესაძლოა

ისახავდნენ სხვადასხვა მიზნებს, რომლებიც საბოლოოდ გამოიწვევს ენერგიაზე მოთხოვნის

პროგრამები, რომელებიც მიმართულია ენერგოეფექტიანობის ზრდისკენ შესაძლოა

ისახავდნენ სხვსადასხვა მიზნებს რომლებიც საბოლოოდ გამოიწვევს ენერგიაზე მოთხოვნის

შემცირებას. შემცირებას. ენერგოეფექტიანობის გაზრდის პროგრამების დაჯგუფება შეიძლება

მოხდეს როგორც პროგრამის მიზნების, ასევე იმ სტიმულების და მიზნობრიობის მიხედვით,

რომელსაც პროგრამა აწვდის დაინტერესებულ მხარეს. მიზნობრიობის მიხედვით პროგრამების

შეიძლება დაიყოს:

რესურსების დაგროვება (Resource acquisition) – მთავარი მიზანი არის, რომ პირდაპირი

გზებით მოხდეს ენერგიაზე მოთხოვნის შემცირება და გამოფრქვევების თავიდან აცილება

კონკრეტული აქტივობებით და პროგრამებით.

ბაზრის ტრანსფორმაცია (Market transformation) – ამ კატეგორიაში გაერთიანებული

პროგრამების მიზანია შეცვალოს ენერგოეფექტიანი ტექნოლოგიების და მომსახურებების

ბაზრის (მწარმოებლების, საბითუმო და საცალო მყიდველების, საბოლოო

მომხმარებლების ქცევა ენერგიასთან დაკავშირებული პროდუქტების ყიდვა–გაყიდვის

დროს) ოპერირების გზები. ამის სასუალებით ხდება არაპირდაპირი ზეგავლენა ენერგიაზე

მოთხოვნის შემცირების მიმართულებით.

მოთხოვნები და სტანდარტები (Codes and standards) – მოთხოვნების და სტანდარტების

განსაზღვრით დგინდება კონკრეტული ენერგოეფექტიანობის დონე, რასაც უნდა

აკმაყოფილებდეს შენობები თუ სხვადასხვა პროდუქტები (საყოფაცხოვრებო და სხვა

ენერგოინტენსიური ტექნიკა).

განათლება და ტრენინგები (Education and training) – ამ სახის პროგრამების მიზანია

დაინტერესებულ მხარეებს გააცნოს ინფორამცია ენერგოეფექტიანობის შესახებ და

მიაწოდოს შესაბამისი სტიმულები რათა მათი ქმედებები იყოს შესაბამისობაში მიღებულ

ინფორმაციასთან.

მრავალმიზნობრივი პროექტები (Multiple objective) – ზოგიერთი პროგრამა ან პროექტი

შესაძლოა აერთიანებდეს ზემოთ ჩამოთვლილი პროგრამებიდან რამდენიმეს, რამეთუ

ორიენტირებულია რამდენიმე მიზნის მიღწევაზე.

2009 წელი. ენერგოეფექტურობის ცენტრი

„ენერგო ეფექტურობის ცენტრი–საქართველო (EEC-Georgia), ენერგო უსაფრთხოების

ხელშეწყობისათვის და ადგილობრივი განვითარებისათვის BP-სა და მისი ერთერთი

პარტნიორის ამერიკის შეერთებული შტატების საერთაშორისო განვითარების სააგენტოს

(USAID) დაფინანსებით ახორციელებს “საქართველოს თემებისათვის ენერგოეფექტურობის

205

პროგრამის ფარგლებში - ენერგოავტობუსის” პროექტს, რომელიც უპირველეს ყოვლისა

ორიეტირებულია სოფლის მოსახლეობაზე და მის ძირითადად მიზანს წარმოადგენს

მოსახლეობაში განახლებადი ენერგიის წყაროებისა და ენერგო დამზოგი ტექნოლოგიების

პოპულარიზაცია-დანერგვა.

“ენერგოავტობუსი” წარმოადგენს მოძრავ საინფორამციო ცენტრს, სადაც

დამთვალიერებლებს საშუალება ეძლევათ, გაეცნონ ალტერნატიული ენერგიის წყაროებსა და

ენერგოდამზოგველი ტექნოლოგიების მოქმედ მოდელებს: მზის მიკროელექტროსადგურს,

მზის წყლის გამათბობელს, ქარის მიკრო გენერატორს, ბიოგაზის დანადგარს, მიკრო-ჰესსა და

შეშის ეფექტურ ღუმელებს, სხვადასხვა თბოსაიზოლაციო და სამშენებლო მასალებს, კარ-

ფანჯრების დათბუნების საშუალებებს, ენერგოდამზოგ ნათურებს და სხვა.“

წყარო: http://www.energyonline.ge

__________________________________________________________________

ევროპის რეკონსტრუქციისა და განვითარების ბანკის მიერ გამოიყო 35 მილიონი აშშ

დოლარის მიზნობრივი საკრედიტო ხაზი, ენერგოკრედიტი, რომელიც მიმართულია

ენერგოეფექტიანობის ზრდაზე ენერგოეფექტიან ტექნოლოგიებში ინვესტირების გზით.

პროექტი ხორციელდება საქართველოში მოღვაწე სამი კომერციული ბანკის მეშვეობით

და გათვლილია როგორც დიდ, საშუალო და მცირე ბიზნესებზე, რომელბიც იღებენ

დაბალპროცენტიან სესხს ენერგოეფექტიანი ტექნილოგიების დანერგივსათვის და დამატებით

ხდება უფასო ენერგოაუდიტის ჩატარება, ასევე მოსახლეობზე. სამომხმარებლო სესხი

მოსახლეობას აძლევს საშუალებას მოახდინონ ინვესტირება ენერგოეფექტიან

ტექნოლოგიებში და ამასთან მიიღონ სესხის 15% საჩუქრად. 2009 წლიდან 2012 წლის

სექტემბრის ბოლომდე, პროექტის მოქმედების პერიოდში, სამომხმარებლო ენერგოკრედიტის

კომპონენტის ფარგლებში დაიზოგა დაახლოებით 4,563,663 კვტ.სთ.წ ენერგია, ხოლო CO2

შემცირდა დაახლოებით 851 ტ.წ-მდე.

წყარო: http://www.energocredit.ge

__________________________________________________________________

http://www.energocredit.ge/

206

2010 წლიდან ევროკავშირმა მიიღო დირექტივა

საყოფაცხოვრებო ტექნიკის ეტიკეტირების შესახებ.

ეტიკეტზე გამოსახული მახასიათებლები, რომლებიც

დაკავშირებულია ტექნიკის მიერ ენერგიის (იქნება ეს

ელექტროენერგია, ბუნებრივი გაზი ან წყლის

რესურსი) მოხმარებასთან, მომხმარებლებს აძლევს

საშუალებას უკეთ განსაზღვრონ დანახარჯები

როგორც შეძენის მომენტში, ისე მომავალში მისი

გამოყენებით დაზოგილი ენერგიის შესახებ მიიღონ

ინფორმაცია.

გარდა ამისა, ეს აძლევს სტიმულს

საყოფაცხოვრებო ტექნიკის მხარმოებელ ფირმებს

უფრო მეტი ინვესტიციები განახორციელონ ტექნიკის

მახასიათებლების გაუმჯობესებაში.

______________________________________________________________

ევროკავშირის პოლიტიკა 20-20-20%, რომელიც ეხება როგორც ელექტროენერგიის,

ასევე ზოგადად ენერგიის დაზოვას და განახლებადი ენერგიების როლის ზრდას,

განსაზღვრავს კონკრეტულ მიზნებს რომლებიც უნდა მიიღწეს 2020 წლისათვის:

განახლებადი ენერგიის წყაროების წილის 20%–ით გაზრდა;

კარბონების ემისიის 20%–ით შემცირება;

ენერგიის დაზოგვის 20%–ით გაზრდა.

ამ პოლიტიკის განხორციელებით მოსალოდნელია:

ტექნოლოგიებში ინვესტირებისა და ენეროეფექტიანობის ზრდის სტიმულირება

კლიმატური ცვლილების შესანელებლად;

უზრუნველყოს გარდამავალი პერიოდის რენტაბელურობა ბაზრის რეალური

ლიბერალიზაციით და უფრო მეტად კოორინირებული პოლიტიკის გატარებით,

რომელიც გააერთიანებს სხვადასხვა პოლიტიკურ ინსტრუმენტებს;

უზრუნველყოს მიწოდების უსაფრთხოება და სისტემის სტაბილურობა,

ელექტროენერგიის გარეშე დარჩენის რისკის მინიმუმამდე შემცირება.

207

კონკრეტული პროგრამა ნებისმიერი ზემოთ ჩამოთვლილი კატეგორიებიდან შესაძლოა

ითვალისწინებდეს სხვადასხვა სტიმულებს:

ფინანსური

არაფინანასური

ერთობლივი სტიმული, რაც გულისხმობს როგორც ფინანსურ, ისე არაფინანსურ

სტიმულებს.

თავის მხრივ, პროგრამები შეიძლება იყოს გათვლილი სხვადასხვა დონეზე, იქნება ეს

ძირითადი მწარმოებლები, შუალედური მწარმოებლები თუ საბოლოო მომხმარებლები.

ნახაზი 9.8. ენერგოეფექტიანობის წამახალისებელი პროგრამების კლასიფიკაცია

ფინანსური სტიმულები განსაკუთრებით მნიშვნელოვანია როგორც განვითარებული ისე

განვითარებადი ქვეყნისათვის. ფინანსური სტიმულების მიცემა ენერგოეფექტიანობის

ზრდისათვის შეიძლება სხვადასხვა პროგრამების საშუალებით განხორციელდეს.

ფასდათმობა – ჩვეულებრივ გაიცემა კონკრეტული მიზნის მიღწევის შემთხვევაში.

მაგალითად, დაზოგილი ელექტროენერგიის მიხედვით. ჩვეულებრიც გაიცემა

მომხმარებელზე ან მომხმარებელთა გაერთიანებებზე.

დაბალი საპროცენტი განაკვეთი – დაბალპროცენტიანი სესხი გაიცემა მომხმარებლებზე,

იქნება ეს მოსახლეობა თუ ბიზნესი, რომლებსაც სურთ ენერგოეფექტიან ტექნოლოგიებში

ინვესტიციის ჩადება.

ერთობლივი რეკლამირება – გულისხმობს თანადაფინანსებას რომელიმე კონკრეტული

პროგრამისა ან პროდუქტისა. ეს ინსტრუმენტი ხელს უწყობს ენერგოეფექტიანი

208

ტექნოლოგიებით ვაჭრობის განვითარებას და თავის მხრივს ზრდის საზოგადოების

ცნობიერებას ამ საკითხში.

გადამყიდველების სუბსიდირება – გულისხმობს სუბსიდიების გაცემას ენერგოეფექტიანი

ტექნოლოგიებს მოვაჭრეთათვის, რაც ამცირებს პროდუქტის ფასს და ხელმისაწვდომი

ხდება უფრო მეტი მომხმარებლისათვის.

ცხრილი 9.1. ენერგოეფექტიანობის წამახალისებელი ფინანასური და არაფინანსურის მექანიზმები ბაზრის

სხვადასხვა დონეზე

წამახალისებელი

მექანიზმი

მაგალითები ყველა ეტაპზე

ძირითადი

მწარმოებლები

შუალედური

რგოლი

საბოლოო

მომხმარებლები

ფინანასური

ფასდაკლება

დაფინანსება

იაფი სესხი

მწარმოებლების

სუბსიდირება

მაღალეფექტიანი

პროდუცქციის

საწარმოებლად

გადამყიდველების

სუბსიდირება

ენერგოეფექტიანი

ტექნოლოგივების

რეკლამირებისათვის

ფასდაკლება

მომხმარებლისათვის

ენერგოეფექტიან

ტექნოლოგიებზე

არაფინანსური

ტექნიკური

მომსახურება

ინფორმაციის

მიწოდება

ტექნიკური დახმარება

სამშენებლო

კომპანიებისათვის


შენობების

დაპროექტებაში

გადამყიდველების

სხვადასხვა სახის

სარეკლამო თუ

საინფორმაციო

ბროშურებით

მომარაგება, რაც

დაეხმარებათ

პროდუქციის

რეკლამირებაში

ტექნიკური დახმარება

მომხმარებლისათვის


ტექნოლოგიებს

განვითარებაში

ერთობლივი

ფინანსური და

არაფინასური

სტიმულები

არაფინანსურ ნაწილს

დამატებული იაფი

სესხი მაღალი

სტანდარტის


საცხოვრებელი თუ

კომერციული

ნაგებობის

მშენებლობისათვის

ფინანსურ

სუბსიდიებთან

ერთად ტრენინგების

შეთავაზება

არაფინანსურ ნაწილს

დამატებული

ნაწილობრივი სუბსიდია

პროექტის

განხორციელებისათვის

209

ეკონომიკური მიზანშეწონილობა თუ სოციალური თანასწორობა

პროგრამას შეიძლება უპირატესობა მიენიჭოს არა იმის გამო რომ დანაზოგია მეტი, არამედ

იმის გამო რომ პროგრამის განხორციელების შედეგად ყველაზე მეტ საერგებელს მიიღებს

რომელიმე კონკრეტული ჯგუფი. ხშირ შემთხვევაში ეს ჯგუფი არის დაბალშემოსავლიანი

მოსახლეობა. მათზე აქცენტი კეთდება სხვადასხვა მიზეზის გამო:

დაბალშემოსავლიანი მოსახლეობა ნაკლებად სარგებლობს ფასდაკლებებით და სხვა

სახის პროგრამებით, რომლებიც ეხება ენერგოეფექტიანი ტექნილობიების მიღებას;

მთლიანი დანახარჯებიდან ენერგიის ხარჯის ნაწილი უფრო მეტია

დაბალშემოსავლიანი მოსახელეობისათვის, ამიტომ ეს ხარჯი მძიმე ტვირთად იქცევა

ხოლმე სწორედ მათთვის;

ენერგოეფექტიანობის ზრდა ხშირ შემთხვევაში იწვევს საცხოვრებელი პირობების

გაუმჯობესებას, რაც უფრო მეტად მნიშვნელოვანია დაბალშემოსავლიანი

მოსახლეობისათვის;

მოსახლეობის სწორედ ეს ნაწილი ცხოვრობს ყველაზე ნაკლებად ენერგოეფექტიან

შემობებში და სწორედ ისინი იყენებენ ყველაზე ნაკლებად ენერგოეფექტიან ელექტო

ტექნიკას.

სახელმწიფო პოლიტიკა და პროგრამები სწორედაც მიმართულია ამ ნაკლოვანებების

აღმოსაფხვრელად და შეიძლება ეხებოდეს როგორც მოთხოვნის მხარეს, ისევე მიწოდების მხარეს.

სხვა პროგრამებისა და რეფორმების მსგავსად, არც ენერგოეფექტიანობის ასამაღლებელი

პროგრამების გატარებაა უფასო, ამიტომ მნიშვნელოვანია რომ პროექტის განხორციელებამდე

მოხდეს ზუსტად განსაზღვრა, თუ რა მიზანს ისახავს იგი, როგორ მოხდება ამ მიზნის მიღწევა და

რა რესურსებია ამისათვის საჭირო. შეზღუდული რესურსების პირობებში, მნიშნელოვანია რომ

პრიორიტეტები გაკეთდეს ყველაზე ეფექტიან პროგრამებზე. პროგრამის დაგეგმვისას ხდება

თითოეული პროგრამის შესაძლო შედეგების წინასწარი შედეგების გათვალისწინება

გადაწყვეტილების მიღებისას, თუმცა ასევე მნიშვნელოვანია, რომ მოხდეს პროგრამის შეფასება

მისი განხორციელების შემდეგ. ამ მიზნით გამოიყენება სხვადასხვა მეთოდები, რომელთაგან

რამდენიმეს განვიხილავთ ამ თავში:

ზეგავლენის შეფასება (Impact evaluations) – გულისხმობს პროგრამის მიერ გამოწვეული

ცვლილებების შეფასებას. ამ შემთხვევაში, ზეგავლენის ცნებაში იგულისხმება დაზოგილი

ენერგიის რაოდენობა. თუმცა, პირდაპირ ზეგავლენასთან ერთად ფასდება თანასარგებელი

(co-benefits), რომელიც დაკავშირებულია გამოფრქვევების შემცირებასთან, სხვა

რესურსების დაზოგვასთან, ახალი სამუშაო ადგილების შექმნასთან. ყველაზე ხშირად ეს

მეთოდი გამოიყენება პროგრამებთან, რომლებიც მიეკუთვნება რესურსების დაგროვების

გატეგორიას, თუმცა შეიძლება იქნეს გამოყენებული სხვა ტიპის პროგამების შედეგების

შეფასებისთვისაც;

პროცესის შეფასება (Process evaluations) – აფასებს რამდენად ეფექტიანად ხორციელდება

თუ იქნა განხორციელებული პროგრამა, გამომდინარე დასახული მიზნებიდან და

პოტენციალიდან. რადგან ეს მეთოდი გულისხმობს პროცესის და არა შედეგების შფასებას

ის შეიძლება გამოყენებული იქნას ყველა ტიპის პროგრამის შეფასებისას;

210

საბაზრო ზეგავლენის შეფასება (Market effects evaluations) – აფასებს პროგრამის

სტიმულებს მომავალი პროგრამებისათვის დაკავშირებული ენერგიაზე მოთხოვნის

შემცირებასთან საბაზრო მდგომარეობის შეცვლის გამო. ეს მეთოდი ყველაზე შირად

გამოყენებულია ბაზრის ტრანსფორმაციის პროგრამებისთვის. მაგალითად, როდესაც

შეფასების მიზანია დაინტერესებული მხარისათვის (მარეგულირებლის და ა.შ) ხარჯის

რენტაბელურობის შეფასება და არ იქნება გათვალისწინებული საბაზრო ეფექტები, ეს

მიგვიყვანს ხარჯებისა და სარგებლის არასწორ შეფასებასთან.

გაზომვა და დადასტურება (Measurement and verification [M&V]) – კიდევ ერთი მეთოდი

რომელიც გამოიყენება ენერგოეფექტიანი აქტივობების შედეგების შეფასებასთან. ეს

მეთოდი გულისხმობს მონაცემების შეგროვებას, მონიტორინგს და მის ანალიზს რათა

იქნეს გამოანგარიშებული დაზოგილი ენერგიის რაოდენობა და მასზე მოთხოვნის

შემცირება. აღნიშნული მეთოდი შეიძლება იყოს ერთ–ერთი ელემენტი ზეგავლენის

შეფასებისა. თუმცა, მათ შორის მაინც არსებობს განსხვავება: ზეგავლენის შეფასება

დაკავშირებულია პროგრამებთან/პოლიტიკასთან მაშინ როდესაც გაზომვა და

დადასტურება აფასებს კონკრეტულ პროექტს. ტერმინი „შეფასება, გაზომვა და

დადასტურება“ (“evaluation, measurement, and verifi cation” (EM&V)), რაც ნიშნავს როგორც

პროგრამის, ასევე პროექტების შეფასებას, სულ უფრო ხშირად გვხვდება თანამედროვე

ლიტერატურაში.

211

გამოყენებული რესურსები/ლიტერატურა:

1. ა. წერეთლის სახელმწიფო უნივერსიტეტი, გრიგოლ რობაქიძის უნივერსიტეტი,

საქართველოს ტექნიკური უნივერსიტეტი, „შესავალი ენერგომენეჯმენტში“, 2011.

2. აშშ–ის გარმეოს დაცვის სააგენტო, „Discussion of Consumer Perspectives on Regulation of

Energy Eficiency Investments“, 2009.

3. აშშ–ის გარმეოს დაცვის სააგენტო, Customer Incentives for Energy Eficiency Through Program

Offerings, 2010.

4. ბრიტანეთის სამაუწყებლო კორპორაცია (BBC), ენერგიის ტრანსფერის ეფექტიანობა,

http://www.bbc.co.uk/schools/gcsebitesize/science/21c_pre_2011/energy/generatingelectricityrev3

.shtml

5. R. Inglesi-Lotz and J. Blignaut, „შედარება: ენერგოინტენსიურობა სამხრეთ აფრიკასა და

ეკონომიკური თანამშრომლობის და განვითარების ორგანიზაციის წევრ ქვეყნებში“.

6. http://europa.eu/

http://www.bbc.co.uk/schools/gcsebitesize/science/21c_pre_2011/energy/generatingelectricityrev3.shtml

http://www.bbc.co.uk/schools/gcsebitesize/science/21c_pre_2011/energy/generatingelectricityrev3.shtml

http://europa.eu/

212

10. განახლებადი ენერგეტიკის განვითარების პოლიტიკა


ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის მუდმივი ზრდა იწვევს CO2 ემისიების ზრდას და აიძულებს

ქვეყნებს მთელი მსოფლიოს მასშტაბით განავითარონ და დანერგონ განახლებადი ენერგიის

ტექნოლოგიები. ამასთანავე, საქართველო განახლებადი ენერგიის პოტენციალის მხრივ ერთ–

ერთი უმდიდრესი (ტერიტორიასთან შეფარდებით) ქვეყანაა და განახლებადი ენერგიის

სექტორის განვითარება მისცემს მას შესაძლებლობას არამარტო დააკმაყოფილოს შიდა

მოთხოვნის უმეტესი ნაწილი, არამედ ელექტროენერგიის მსხვილ რეგიონალურ

ექსპორტიორადაც გადაიქცეს. ამიტომ, განახლებადი ენერგიის საკითხი საქართველოსთვის

ფრიად მნიშვნელოვანია. ამ თავში განვიხილავთ განახლებადი ენერგიის სხვადასხვა ტიპებს, მათ

ტექნიკურ და ეკონომიკურ თავისებურებებს და მათი განვითარება/დანერგვის გავრცელებულ

მეთოდებს. აგრეთვე განახლებადი ენერგიის პოტენციალს საქართველოში.

10.1. განახლებადი ენერგიის ტექნოლოგიის ტიპები

ეკონომიკური პოლიტიკის მეთოდები, რომელიც განახლებადი ენერგიის განვითარების

ხელშესაწყობად შეიქმნა, დიდწილად განისაზღვრება სხვადასხვა ტიპის ენერგიის წყაროების

ტექნიკური თავისებურებებით. ამიტომ, სანამ უშუალოდ განახლებადი ენერგიის პოლიტიკას

შევეხებოდეთ, საჭიროა გარკვეულ დონეზე გავერკვეთ ამ ტექნიკურ თავისებურებებში.

დღეისათვის, მსოფლიოში არსებობს განახლებადი ენერგიის ტექნოლოგიის შემდეგი

ტიპები:

წყლის ენერგია (ჰიდროენერგია);

ქარის ენერგია;

მზის ენერგია;

ბიოენერგია (ბიომასა, ბიოგაზი);

გეოთერმული ენერგია;

10.1.1. ჰიდროელექტროენერგია

ჰიდროელექტროენერგია მიიღება ვარდნილი ან გამდინარე წყლისგან62, რომელიც

გაივლის ენერგიის გარდამქმნელ მოწყობილობას (წყლის ტურბინას) და გარდაიქმნება

ელექტროენერგიად.

წყლის ენერგიას, როგორც ელექტროენერგიის წყაროს, ადამიანები უკვე დიდი ხანია

იყენებენ. პირველი ჰიდროელექტროენერგიის გამომმუშავებელი დანადგარი 1878 წელს შეიქმნა

და მე-19 საუკუნის 80-იანი წლების ბოლოს მხოლოდ ამერიკის შეერთებულ შტატებში უკვე 200-

მდე ჰესი ფუნქციონირებდა.

62 წყლის ენერგიის კიდევ ერთი ტიპი – ტალღების ენერგიაა, რომელიც ოკეანის მიმოქცევას და ტალღებს

იყენებს ელექტროენერგიის გამოსამუშავებლად. თუმცა ეს ტექნოლოგია ჯერ კიდევ დამუშავების

სტადიაშია და გარდა ამისა არარელევანტურია საქართველოსთვის, ამიტომ მას ამ წიგნში არ განვიხილავთ.

213

განახლებადი ენერგიის ეს წყარო დღესაც ყველაზე უფრო მეტადაა გავრცელებული

მსოფლიოში. მას 150 ქვეყანა იყენებს და 2010 წლის მონაცემებით, ჰიდროელექტროენერგიაზე

მოდიოდა 3,427 ტერავატსაათი, ანუ მსოფლიოს მთლიანი ელექტროგამომუშავების 16%.

ჰიდროელექტროსადგურები (ჰესები) დადგმული სიმძლავრის მიხედვით შემდეგ

კატეგორიებდ იყოფა:

ცხრილი 10.1. ჰიდროელექტროსადგურები დადგმული სიმძლავრის მიხედვით

კატეგორია დადგმული

სიმძლავრე63

დანიშნულება

დიდი ჰესები 100 მგვტ და მეტი განკუთვნილია ფართო მოხმარებისთვის და ჩართულია

ძირითად ქსელში

საშუალო ჰესები 10 მგვტ - 100 მგვტ როგორც წესი, ჩართულია ძირითად ქსელში

მცირე ჰესები 1 მგვტ - 10 მგვტ როგორც წესი, ჩართულია ძირითად ქსელში

მინი ჰესები 100 კვტ - 1 მგვტ განკუთვნილია როგორც ძირითადი, ასევე ლოკალური

ქსელებისთვის

მიკრო ჰესები 5 კვტ - 100 კვტ განკუთვნილია ლოკალური ქსელებისთვის, ძირითადი

ქსელიდან მოშორებულ ადგილებში

პიკო ჰესები 50 ვტ - 5 კვტ განკუთვნილია მცირე ლოკალური ქსელისთვის ან

ერთი ოჯახის პირადი მოხმარებისთვის

აქედან დიდი, საშუალო და მცირე ჰესები ვარდნილ წყალზე მუშაობენ, ხოლო

დანარჩენები ძირითადად გამდინარე წყალზე. წყლის ენერგია დანარჩენ განახლებად

ენერგიებთან შედარებით იაფი, საიმედო (დანადგარების ექსპლუატაციის პერიოდი როგორც წესი

30 წელი ან მეტია) და ერთ–ერთი ყველაზე უფრო ადვილად მართვადია. ამასთან, გარემოზე

უარყოფითი ეფექტები მხოლოდ დიდ ჰესებს ახასიათებთ: მათი უზარმაზარი წყალსაცავები

ტბორავენ საკმაოდ დიდ ფართობს და ცვლიან ადგილობრივ მიკროკლიმატს, ხოლო კაშხლები

ხელს უშლიან მდინარეში თევზების მიგრაციას.

წყლის ენერგიის ძლიერი და სუსტი მხარეები შეგვიძლია შევაჯამოთ ცხრილში:

63კატეგორიები შეიძლება იცვლებოდეს ქვეყნების მიხედვით, დამოკიდებულია რეგულაციაზე

214

ცხრილი 10.2. წყლის ენერგია

დადებითი მხარეები უარყოფითი მხარეები

კარგად განვითარებული, შედარებით მარტივი

და საიმედო ტექნოლოგია (ექსპლუატაციის

ხანგრძლივობა >30 წელი)

მეტად დამოკიდებულია ადგილმდებარეობაზე

საერთო ჯამში ღირებულება იაფია ენერგიის

სხვა წყაროებთან შედარებით

დამოკიდებულია ნალექიანობაზე და

ახასიათებს სეზონური ცვალებადობა

ზოგიერთ სხვა განახლებად წყაროსთან

შედარებით მისი ცვალებადობა უფრო

ადვილად პროგნოზირებადია

ხანგრძლივ მშრალ პერიოდებში არის

გამომუშავების მნიშვნელოვანი (ხანდახან 0-

მდე) ვარდნის საშიშროება

არ საჭიროებს ხშირ შეკეთებას და საწვავს,

ტექნიკური მომსახურებისა და საოპერაციო

ხარჯები კი ძალიან მცირეა (რაც

მნიშვნელოვნად ამცირებს მიმდინარე

დანახარჯებს)

მაღალი საწყისი კაპიტალური დანახარჯები

სეზონური ცვალებადობის მიუხედავად

ენერგია მუდმივადაა ხელმისაწვდომი

(განსაკუთრებით კაშხალ–წყალსაცავების

არსებობისას)

ენერგიის სურვილისამებრ დაგროვება–

შენახვისათვის საჭიროა სპეციალური

ტექნოლოგიები (ძირითადად ამ მოვალეობას

წყალსაცავები/კაშხლები ასრულებენ)

კონვენციურ ენერგიის წყაროებთან

შედარებით ნაკლები უარყოფითი ეფექტი

გარემოზე (თითქმის ნულოვანი თუ საქმე არ

გვაქვს კაშხლებთან)

დიდი კაშხალ–წყალსაცავის აშენება იწვევს

ექსტრემალური გეოდინამიკური პროცესების

(მიწისძვრა, მეწყერი, ღვარცოფი და სხვა)

აქტივაციას, ასევე, დასახლებულ ადგილებში

მიწების დატბორვას და მოსახლეობის

იძულებით გადაადგილებას

ტექნოლოგიის გამოყენება და თუნდაც

წარმოება ხელმისაწვდომია განვითარებადი

ქვეყნებისათვის

მე–20 საუკუნის ბოლომდე წყლის ენერგია განახლებადი ენერგიის ერთადერთ წყაროდ

რჩებოდა, რომელიც მასობრივად გამოიყენებოდა მთელი მსოფლიოს მასშტაბით. სხვა

ტექნოლოგიების გამოყენება უმეტესად ან ვიწრო ლოკალურ ან სამეცნიერო–კვლევით ხასიათს

ატარებდა. მე–20 საუკუნის ბოლოს მსოფლიოში ელექტროენერგიაზე მოთხოვნის,

ნავთობპროდუქტების მოხმარებისა და მისმა თანამდევმა CO2-ის ემისიების სწრაფმა ზრდამ

განვითარებული ქვეყნები აიძულა ალტერნატიული განახლებადი წყაროების ათვისება და

შესაბამისი ტექნოლოგიების დახვეწა დაეჩქარებინათ. უპირველეს ყოვლისა, ეს ცვლილებები

ქარის ენერგიას შეეხო.

215

10.1.2. ქარის ენერგია

ქარის ენერგია არის ენერგია, რომელიც მიიღება ქარის კინეტიკური ენერგიის

ელექტროენერგიად გარდაქმნით ქარის ტურბინის საშუალებით. ქარის ელექტროტურბინების

პირველი პროტოტიპები მე–19 საუკუნის ბოლოს გაჩნდა – დაახლოებით იმავე პერიოდში,

როდესაც წყლის ტურბინები. თუმცა ბოლო წლებამდე ქარის ენერგია ნაკლებად გამოიყენებოდა.

მსხვილმა ინვესტიციებმა, რომელიც განახლებადი ენერგიის ამ წყაროს ათვისებაში ჩაიდო,

ქარის ენერგიის ტექნოლოგიების სწრაფად განვითარებას და მათ ფართოდ გავრცელებას შეუწყო

ხელი.

1996 წლიდან 2011–მდე პერიოდში მთელი მსოფლიოს მასშტაბით ქარის ენერგიის

გამოყენება აჩქარებული ტემპით იზრდებოდა (გრაფიკი 10.1.). მთლიანად ამ 15 წლის მანძილზე

ქარის ენერგიის დადგმული სიმძლავრე დაახლოებით 40–ჯერ(!) გაიზარდა და 2011 წლის

ბოლოსთვის მან 238,4 გვტ–ს მიაღწია.

ქარის ენერგია ჰიდროელექტროენერგიასთან შედარებით ბევრად უფრო არასტაბილურია

– სეზონური ცვალებადობის გარდა ახასიათებს დღე–ღამის განმავლობაში მკვეთრი და, რაც

მთავარია, რთულად პროგნოზირებადი ცვალებადობა. ამის გამო ქარის ენერგიის ადაპტირება

ელექტროსისტემაში ამ სისტემის გარკვეულ ტექნიკურ გარდაქმნებს მოითხოვს, რომელსაც

დაწვრილებით ქვემოთ განვიხილავთ. თუმცა თვითონ ქარის ენერგიის ტექნოლოგია უკვე

საკმარისად დახვეწილი, იაფი, მარტივი და საიმედოა (დანადგარების ექსპლუატაციის

ხანგრძლივობა 15–20 წელს შეადგენს), რაც მას განვითარებადი ქვეყნებისთვისაც ხელმისაწვდომს

ხდის.

ტექნიკური გადაწყვეტის მიხედვით ქარის ენერგიის ტექნოლოგიები ძირითადად ორ

ტიპად იყოფა: ჰორიზონტალურ ღერძიანი და ვერტიკალურ ღერძიანი. ამჟამად ფართოდ

გამოიყენება პირველი მათგანი. რაც შეეხება ვერტიკალური ღერძის მქონე ქარის ტურბინებს, ეს

0

50

100

150

200

250

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

6.1 7.6 10.2 13.6 17.4 23.9

31.1 39.4

47.6 59.1

74.1

93.8

120.3

158.9

197.6

238.4

ნახაზი 10.1. მსოფლიოში ქარის ელექტროსადგურების მთლიანი დადგმული

სიმძლავრე (გვტ)

216

ტექნოლოგია ჯერ კიდევ პროტოტიპულ სტადიაზეა, თუმცა მასზე დიდ იმედებს ამყარებენ,

ვინაიდან ბევრად უფრო მძლავრი ქარის ტურბინების დამზადების საშუალებას იძლევა.

ქარის სადგურების აშენება შეიძლება როგორც ხმელეთზე, ასევე ზღვაში/ოკეანეში,

სანაპიროს სიახლოვეს (ე.წ. „ოფშორული“ ქარის სადგურები). ზღვაში ქარის ტურბინების დადგმა

იმ უბრალო მიზეზითაა ნაკარნახევი, რომ იქ უფრო ძლიერი ქარებია. გარდა ამისა, ყოველ დილა–

საღამოს გარანტირებულია ე.წ. ბრიზები64, რაც გამომუშავების გარკვეულ ნაწილს ადვილად

პროგნოზირებადს ხდის. თუმცა ასეთი სადგურების აშენებაც და ქსელში ჩართვაც უფრო

რთულია, რის გამოც „ოფშორული“ ქარის სადგურები სახმელეთოსთან შედარებით უფრო

ძვირია.

ნახაზი 10.2. ჰორიზონტალურ და ვერტიკალურღერძიანი ქარის ტურბინები

ქარის ენერგიის ძლიერი და სუსტი მხარეები შეგვიძლია შევაჯამოთ ცხრილში:

64 ბრიზი ყველა სანაპირო ზოლისთვის დამახასიათებელი ქარია. მას წყლისა და ხმელეთის განსხვავებული

სითბური მახასიათებლები იწვევს. წყალი გაცილებით უფრო სითბოტევადია და უფრო დიდი დროა

საჭირო მის გასათბობად, სამაგიეროდ დიდი დროა საჭირო მის გასაცივებლადაც. შესაბამისად დილით მზე

ხმელეთს უფრო მალე ათბობს, მიწა კი თავის მხრივ მის ზედაპირთან არსებულ ჰაერს ათბობს და ეს ჰაერი

ზემოთ ინაცვლებს, ხოლო მის ადგილს ზღვის ზედაპირთან არსებული ჰაერის მასები იკავებენ და

წარმოიქმნება დილის ბრიზი, რომელიც ზღვიდან ხმელეთის მიმართულებით უბერავს. საღამოს კი ბრიზი

საპირისპირო მიმართულებით უბერავს: ზღვა სითბოს დიდხანს ინარჩუნებს და მის ზედაპირთან არსებულ

ჰაერს ათბობს, რომელიც ზემოთ ინაცვლებს, მის ადგილს კი სწრფად გაცივებული ხმელეთიდან მონაბერი

ცივი ჰაერის მასები იკავებენ.

217

ცხრილი 10.3. ქარის ენერგია


საკმაოდ განვითარებული, შედარებით

მარტივი და საიმედო ტექნოლოგია

(ექსპლუატაციის ხანგრძლივობა 15–20 წელი)

მეტად დამოკიდებულია ადგილმდებარეობაზე

არ საჭიროებს ხშირ შეკეთებას და არ

საჭიროებს საწვავს, ტექნიკური

მომსახურებისა და საოპერაციო ხარჯები კი

ძალიან მცირეა (რაც მნიშვნელოვნად ამცირებს

მიმდინარე დანახარჯებს)




გარემოზე

სეზონური ცვალებადობის გარდა ახასიათებს

მაღალი და ძნელად პროგნოზირებადი

ცვალებადობა დღე–ღამის განმავლობაშიც

ტექნოლოგიის გამოყენება და თუნდაც

წარმოება ხელმისაწვდომია განვითარებადი

ქვეყნებისათვის



ტექნოლოგიები

შესაძლებელია ქარის სადგურის სიმძლავრის

თანდათანობით გაზრდა ახალი ტურბინების

თანდათანობით დამატებით

ხმაურიანია და, ამას გარდა, პროპელერის

მბრუნავი ფრთები ხშირად ხდება ფრინველთა

სიკვდილის მიზეზი

ქარის ელექტროსადგური, რომელიც ქარის

ბევრ ტურბინას აერთიანებს დიდ ადგილს

იკავებს, თუმცა უშუალოდ ტურბინის

ფუნდამენტს მიწაზე მცირე ფართობი უკავია.

ეს მოსახერხებელს ხდის ქარის სადგურების

სოფლად აშენებას, ვინაიდან თავისუფლად

შეიძლება იმ მიწის ნაკვეთის დამუშავება,

რომელზეც ქარის სადგურია გაშენებული

მცირე სიმძლავრის ტურბინის დადგმა

შესაძლებელია სახლის პირობებშიც,

მაგალითად სახურავზე

10.1.3. მზის ენერგია

მზე არამარტო დედამიწაზე, არამედ მთლიანად მზის სისტემაში ენერგიის უმთავრესი

წყაროა. სწორედ მზის ენერგია იწვევს ჰაერისა და წყლის მასების ცირკულაციას დედამიწაზე,

რასაც ჩვენ შემდეგ ქარის და წყლის ენერგიად ვიყენებთ. მზისავე ენერგია გარდაიქმნება

ბიოენერგიად და გროვდება ბიომასაში. ამიტომ, თუ ამ საკითხს ჩავუღრმავდებით, შეგვიძლია

წყლის, ქარისა და ბიომასის ენერგიაც მზის ენერგიის ტიპებად განვიხილოთ. თუმცა

უმეტესწილად „მზის ენერგია“ იმ თანამედროვე ტექნოლოგიებთან ასოცირდება, რომლებსაც

მსოფლიო სითბოს ან ელექტროენერგიის გამოსამუშავებლად იყენებს.

218

დღეისათვის არსებობს სხვადასხვა ტექნოლოგიები, რომელთა უმეტესობა ჯერ კიდევ

დახვეწის სტადიაშია. ამ წიგნში მზის ენერგიის ტექნოლოგიის ერთ კონკრეტულ ტიპს, ე.წ.

ფოტოვოლტაჟურ სისტემას განვიხილავთ. ეს ტექნოლოგია უკვე საკმარისად დახვეწილია. ისინი

ძალიან ძვირია და შესაბამისად, არცთუ ისე ხელმისაწვდომია, თუმცა ზოგიერთი ქვეყანა მათ

უკვე აქტიურად იყენებს.

ფოტოვოლტაჟური მოწყობილობა მზის რადიაციას პირდაპირ გარდაქმნის

ელექტროენერგიად. გამომუშავებული ენერგიის მოცულობა პირდაპირაა დამოკიდებული

რადიაციის ინტენსივობაზე და გამომუშავება ხდება ზამთარშიც ან მოღრუბლულ ამინდშიც,

თუმცა ნაკლები რაოდენობით.

შესაბამისად, მზის ელექტროენერგიას სამგვარი ვარიაცია ახასიათებს:

1. სეზონური ცვალებადობა – ცხადია, ზაფხულში ფოტოვოლტაჟური სისტემები მეტ

ენერგიას გამოიმუშავებენ ვიდრე ზამთარში, თუმცა ეკვატორთან ახლოს

დამონტაჟებული ფოტოვოლტაჟური სისტემების გამომუშავება მთელი წლის

განმავლობაში თანაბარი იქნება. ნებისმიერ შემთხვევაში, წყლისა და ქარის ენერგიების

მსგავსად, მზის ენერგიის სეზონურ ცვალებადობასაც მუდმივი ხასიათი აქვს და

განსაკუთრებულ პროგნოზირებას არ საჭიროებს.

2. დღე–ღამური ცვალებადობა – ცხადია, გამომუშავება დაიწყება დილით, მზის

ამოსვლისას. გაიზრდება თანდათანობით და მიაღწევს მაქსიმუმს შუადღისას, შემდეგ

კი კვლავ შესუსტებას დაიწყებს. ამ ცვალებადობასაც მუდმივი ხასიათი აქვს და არ

საჭიროებს პროგნოზირებას.

3. ცვალებადობა ღრუბლიანობის მიხედვით – ღრუბლიან ამინდში გამომუშავება, რა

თქმა უნდა, დაიკლებს. ეს ცვალებადობა საჭიროებს პროგნოზირებას, თუმცა ეს

საკმაოდ ადვილია.

მზის ელექტროსადგური წარმოადგენს ერთ ან რამდენიმე მზის პანელს. თითოეული

მათგანი წარმოადგენს მცირე ზომის ფოტოვოლტაჟური უჯრედების მატრიცას. თითოეული

ასეთი უჯრედის დადგმული სიმძლავრე ჩვეულებრივ 5–დან 300 ვატამდე მერყეობს, ხოლო მზის

პანელის ან მთლიანი სადგურის სიმძლავრე ნებისმიერი შეიძლება იყოს.

მზის ენერგიის ძლიერი და სუსტი მხარეები შეგვიძლია შემდეგნაირად შევაჯამოთ:

ცხრილი 10.4. მზის ენერგია


საკმაოდ განვითარებული და საიმედო

ტექნოლოგია ექსპლუატაციის ხანგრძლივობა

25 წელი)

დამოკიდებულია ადგილმდებარეობაზე (თუმცა

არა ისე მკვეთრად, როგორც წყლისა და ქარის

ტექნოლოგიები)

არ საჭიროებს ხშირ შეკეთებას და არ

საჭიროებს საწვავს, ტექნიკური


ძალიან მცირეა (რაც მნიშვნელოვნად ამცირებს

მიმდინარე დანახარჯებს)


219






ტექნოლოგიები

შესაძლებელია მზის სადგურის სიმძლავრის

თანდათანობით გაზრდა ახალი

ფოტოვოლტაჟური მოდულების

თანდათანობით დამატებით

ახასიათებს მუდმივი სეზონური და დღე–

ღამური ცვალებადობა. ასევე ცვალებადობა

ამინდის მიხედვით (თუმცა საკმარისად

პროგნოზირებადი).

მცირე სიმძლავრის ტურბინის დადგმა

შესაძლებელია სახლის პირობებშიც,

მაგალითად სახურავზე

ზოგიერთ ფოტოვოლტაჟურ პანელში

ტოქსიკური ნივთიერებები გამოიყენება

10.1.4. ბიოენერგია

ბიოენერგია ფართო ტერმინია, რომელიც აერთიანებს სხვადასხვა მცენარეული თუ

ცხოველური ნარჩენებისგან წარმოებულ ენერგიას. წესით, ეს ტერმინი ნავთობპროდუქტებსაც

უნდა მოიცავდეს, თუმცა ძირითადად ის მხოლოდ ისეთი განახლებადი ენერგიის წყაროების

აღსანიშნავად გამოიყენება, როგორიცაა ხე–ტყე და მისი ნარჩენები, აგრარული მცენარეების

ნარჩენები, ცხოველის ან ადამიანის ფეკალური მასები, ცხოველური ცხიმი. ამ ნარჩენების

გადამუშავებით მიღებული აირადი, თხევადი ან მყარი საწვავით ხდება ელექტროენერგიის

გამომუშავება და შეიძლება მისი გამოყენება როგორც ძირითად ქსელში, ასევე ლოკალური

დანიშნულებითაც.

ბიოსაწვავს სხვადასხვა დანიშნულებით ადამიანები მთელი მსოფლიოს მასშტაბით

იყენებდნენ, ამიტომ ბიოსაწვავის მიღება–გადამუშავების ნაირგვარი ადგილობრივი ტექნოლოგია

არსებობს. ინდუსტრიულ ქვეყნებში ამ ტიპის საწვავი მე–19 საუკუნიდან მოყოლებული ჯერ

ნახშირმა და შემდეგ ბენზინმა და სხვა ნავთობპროდუქტებმა ჩაანაცვლეს, თუმცა განვითარებადი

ქვეყნებისთვის ბიოსაწვავი კვლავ ენერგიის მნიშვნელოვან წყაროდ დარჩა.

ბიოენერგიის ძლიერი და სუსტი მხარეები შეჯამებულია ცხრილში 10.5:

ცხრილი 10.5. ბიოენერგია


საწვავის მიღების უამრავი სხვადასხვა

ტექნოლოგია

საწვავისთვის საჭირო რესურსების მოპოვება

შეიძლება დამოკიდებული იყოს ადგილობრივ

კლიმატურ პირობებსა და ამინდზე

ეს საწვავი კარგადაა ნაცნობი განვითარებადი

ქვეყნებისთვის

რესურსების მოპოვება შეიძლება იცვლებოდეს

სეზონურადაც

საწვავი შეიძლება იყოს როგორც მყარი, ასევე

თხევადი ან აირადი, რაც მრავალფეროვანს და

მოსახერხებელს ხდის მის გამოყენებას

საწვავს ნავთობპროდუქტებთან შედარებით

ნაკლები ენერგიის წარმოება შეუძლია, ამიტომ

საკმარისი საწვავის მისაღებად ხშირად მიწის

დიდი ფართობია საჭირო, რის გამოც

ძირითადად მცირე ლოკალური ქსელებისთვის

გამოიყენება

220



გარემოზე (საერთო ჯამში ნახშიროჟანგის

დონეს არ ზრდის)

ფართო გამოყენების შემთხვევაში, საწვავის

საჭირო რაოდენობით გამოსამუშავებლად

შესაძლოა რესურსების მოპოვება–

გადამუშავების კარგად განვითარებული

ინფრასტრუქტურა გახდეს საჭირო

10.1.5. გეოთერმული ენერგია

გეოთერმული ენერგია ერთადერთია განახლებადი ენერგიის წყაროებიდან, რომელიც

მზის ენერგიასთან არ ასოცირდებდა. იგი მიწისქვეშა ცხელი წყლების ენერგიაა. მიწისქვეშა წყლის

გაცხელებას ორი სხვადასხვა ძალა იწვევს: ზედა ფენების გრავიტაციული ზეწოლა და

რადიოაქტიური იზოტოპების დაშლა. დედამიწის ქერქი განუწყვეტლად გამოყოფს სითბოს

ზედაპირის მიმართულებით დაახლოებით 40 მილიონი მეგავატის სიმძლავრით და მეცნიერების

გათვლით დედამიწის წარმოქმნიდან დღემდე მისი ცენტრის ტემპერატურა მხოლოდ 2

პროცენტით დაიწია. ამის გათვალისწინებით, გეოთერმული ენერგია შეგვიძლია პრინციპში

ამოუწურვად ენერგიად ჩავთვალოთ.

გეოთერმული ენერგიის ელექტროენერგიის გამოსამუშავებლად აქტიური გამოყენება მე–

20 საუკუნის შუა წლებიდან დაიწყო. ამჟამად გეოთერმული ელექტროსადგურები 24 ქვეყანას

აქვს, რომელთა მთლიანმა დადგმულმა სიმძლავრემ 2010 წლისთვის დაახლოებით 11 გვტ

შეადგინა.

ამ ტიპის ენერგიის გამოყენება ძლიერაა დამოკიდებული ადგილმდებარეობაზე.

საჭიროებს ცხელი წყლების ნიადაგთან ახლოს ყოფნას. ამავდროულად, ელექტროენერგიის

გამოსამუშავებლად მხოლოდ 150°c-ზე მაღალი ტემპერატურის წყლის გამოყენება შეიძლება.

შედარებით უფრო დაბალტემპერატურიანი წყლები ძირითადად გათბობისა და ცხელი წყლით

მომარაგებისთვის გამოიყენება. თუმცა ტექნოლოგიების დახვეწა გრძელდება და ნელ–ნელა

ელექტროენერგიის გამოსამუშავებლად უფრო დაბალი ტემპერატურის წყლითაც ხდება

შესაძლებელი.

მიწისქვეშა ცხელი წყალი შეიძლება ბუნებრივადაც ამოდიოდეს ზედაპირზე. ამ

შემთხვევაში გეოთერმული ენერგიის სადგური საჭიროებს მხოლოდ დანადგარს, რომელიც

თერმულ ენერგიას ელექტროენერგიად გარდაქმნის. წინააღმდეგ შემთხვევაში საჭიროა

ჭაბურღილების დადგმა, რომლებიც უზრუნველყოფენ წყლის ამოღებას. როგორც წესი,

გეოთერმულ სადგური ცხელი წყლის რამდენიმე ჭაბურღილს იყენებს, რათა რომელიმე მათგანზე

სარემონტო სამუშაოების საჭიროების შემთხვევაშიც კი შეინარჩუნოს ენერგიის უწყვეტი ნაკადი.

ვინაიდან გეოთერმული ენერგია არაა დამოკიდებული არც დედამიწის მზის მიმართ

მდგომარეობაზე და არც ატმოსფერულ მოვლენებზე, ამიტომ მას არ ახასიათებს არც სეზონური,

არც დღე–ღამური და არც ამინდზე დამოკიდებული ცვალებადობა. ამვდროულად მისი

მიმდინარე დანახარჯები ძალიან დაბალია, ამიტომ გეოთერმული ენერგია, როგორც წესი,

საბაზისო დატვირთვისთვის გამოიყენება.

გეოთერმული რესურსების ბუნებრივი ვარიაცია კონკრეტულ ადგილზე ძალიან ნელა

მიმდინარეობს, მისი მნიშვნელოვანი ცვლილებისთვის ათასწლეულებია საჭირო. სამაგიეროდ

ადამიანის ჩარევით ეს უფრო სწრაფად შეიძლება მოხდეს და გეოთერმული ენერგიის

221

განვითარების პირველად ეტაპებზე ამგვარი რამ ხშირად მომხდარა, თუმცა თანამედროვე

დახვეწილი ტექნნოლოგიები და სადგურის დაგეგმარების მეთოდები საშუალებას იძლევა, რომ

მსგავს შემთხვევები მინიმუმამდე იქნას დაყვანილი.

გეოთერმული ენერგიის წარმოება ნავთობპროდუქტებთან შედარებით გარემოს ნაკლებ

ზიანს აყენებს, თუმცა ის მაინც წარმოქმნის მაღალი ჟანგვის უნარი მქონე მარილწყალს,

რომელსაც სპეციალური გადამუშავება ჭირდება. ასევე შესაძლებელია ზოგიერთი მავნე აირის

წარმოქმნაც, მაგალითად წყალბადის სულფიდის.

გეოთერმული ენერგიის ძლიერი და სუსტი მხარეები შეჯამებულია ცხრილში 10.6:

ცხრილი 10.6. გეოთერმული ენერგია


საკმაოდ განვითარებული და საიმედო

ტექნოლოგია

უფრო მეტადაა დამოკიდებულია

ადგილმდებარეობაზე ვიდრე ყველა სხვა

დანარჩენი ენერგიის წყარო. ელექტროენერგიის

წარმოებისათვის საჭირო გეოთერმული

რესურსი არცთუ ისე ბევრ ქვეყანას აქვს.

არ საჭიროებს ხშირ შეკეთებას, ტექნიკური


ძალიან მცირეა (რაც მნიშვნელოვნად

ამცირებს მიმდინარე დანახარჯებს)





გამოყოფს მავნე ნივთიერებებს, როგორიცაა

წყალბადის სულფიდი და მაღალი ჟანგვის

უნარის მქონე მარილწყალი

ტექნოლოგია ხელმისაწვდომია

განვითარებადი ქვეყნებისათვის

სადგურის არასწორი დაგეგმარების

შემთხვევაში შესაძლებელია ლოკალური

რესურსის სწრაფად ამოწურვა

არ ახასიათებს ცვალებადობა

10.2. განახლებადი ენერგიის ადაპტაციის ტექნიკური ასპექტები

როგორც წინა ქვეთავში აღვნიშნეთ, ბიონერგია დაბალი ენერგოშემცველობისაა და მას

დიდ ქსელში მიწოდებისათვის იშვიათად იყენებენ, ელექტროენერგიის წარმოებისათვის საჭირო

გეოთერმული რესურსი კი მხოლოდ დედამიწის კონკრეტულ ადგილებში განლაგებულ ქვეყნებს

აქვთ. ამიტომ მთლიანად ქვეყნის (ან რამდენიმე ქვეყნის) მასშტაბით ქსელში მიწოდებისათვის

ძირითადად განახლებადი ენერგიის დანარჩენ 3 ტიპს – წყლის, ქარისა და მზის ენერგიას

იყენებენ. გარდა ამისა, საჭირო რესურსებისა და კარგად გამართული ელექტროსადგურების

არსებობისას, ბიოენერგიაც და გეოთერმული ენერგიაც ისეთივე სტაბილური და ადვილად

სამართავი ენერგიის წყაროებია, როგორც ბუნებრივ გაზსსა და ნახშირზე მომუშავე

თბოელექტროსადგურები. მაშინ როდესაც წყლის, ქარისა და მზის ენერგიების მიწოდებას

222

ქსელში სხვადასხვა ტიპის ცვალებადობა (სეზონური, დღე–ღამური, ამინდზე დამოკიდებული)

ახასიათებს, რის გამოც ქსელში მათი ჩართვა სპეციალურ ადაპტაციას მოითხოვს. ამ ქვეთავში

სწორედ ადაპტაციის ამ მეთოდებს განვიხილავთ მოკლედ.

10.2.1. სარეზერვო სიმძლავრე (Back-up Capacity)

გამომუშავების ცვალებადობის გამო არსებობს საფრთხე იმისა, რომ გამომუშავებული

ელექტროენერგიის მოცულობა მნიშვნელოვნად (ან საერთოდ ნულამდე) დაეცეს, ამიტომ

აუცილებელია სიტემაში სარეზერვო ელექტროსადგურების არსებობა, რომლებიც ძირითადად

მომლოდინე რეჟიმში იმყოფება და მხოლოდ ასეთი საჭიროების შემთხვევაში ირთვება. ამ როლს

ძირითადად თბოელექტროსადგურები ასრულებენ. ისინი საწვავზე მუშაობენ და შესაძლებელია

სურვილისამებრ მათი საკმაოდ ადვილად და სწრაფად ჩართვა–გამორთვა. ხშირად იმისათვის,

რომ რეზერვმა უფრო ეფექტურად იმუშავოს, ხდება განახლებადი და კონვენციური ენერგიის

კომბინირება, ანუ განახლებადი ენერგიის სადგურის მფლობელი ამავე დროს თბოელექტრო

გამომუშავების სიმძლავრესაც ფლობს.

ასეთ დაზღვევას ყველაზე მეტად ქარის სადგურები საჭიროებს, რადგან მათი

გამომუშავების ცვალებადობა ყველაზე უფრო ძნელად პროგნოზირებადია.

10.2.2. ენერგიის დაგროვების სისტემები

წყლის, ქარისა და მზის ელექტრომიწოდების ცვალებადობის გამო ის იშვიათად ემთხვევა

ელექტროენერგიაზე მოთხოვნას. შესაძლოა ხანდახან აჭარბებდეს, ხანდახან კი ნაკლები იყოს

მოთხოვნაზე. შესაბამისად საჭიროა მოხერხდეს ჭარბი გამომუშავების პერიოდებში ენერგიის

შენახვა და მისი მიწოდება საჭირო დროს.

გარდა ამისა, წყლის, ქარისა და მზის ენერგიის ტექნოლოგიებს, როგორც ზემოთ ვნახეთ,

კიდევ ერთი რამ აერთიანებთ: მაღალი პირველადი კაპიტალური დანახარჯები და დაბალი

მიმდინარე ხარჯები. ამის გამო ასეთი სადგურებისთვის უპრიანია მაქსიმალურად გაყიდონ

თავისი გამომუშავებული ენერგია, რომლის გამომუშავებაც ძალიან იაფი უჯდებათ, რათა რაც

შეიძლება სწრაფად და ეფექტურად გადაფარონ პირველადი კაპიტალური დანახარჯები.

ამიტომ ძალიან მნიშვნელოვანია, რომ აღნიშნული ტიპის ელექტროსადგურებმა

მუდმივად მოახდინონ გამომუშავება, მაშინაც კი როცა მათ გამომუშავებულ ენერგიაზე მოთხოვნა

არ არის, და მოხდეს ამ ენერგიის შენახვა. ასეთ შემთხვევაში სადგური თავის პოტენციალს

შეძლებისდაგვარად მაქსიმალურად იყენებს, ნაკლებად ხდება განახლებადი ენერგიის კარგვა და

ამ სადგურების მიერ გამომუშავებული ღირებულებაც დაბლა იწევს. ამ უკანასკნელ მომენტს

დაწვრილებით შემდეგ ქვეთავში განვიხილავთ. ამჯერად კი ენერგიის შენახვის მეთოდებს

მივუბრუნდეთ.

ელექტროენერგიის შენახვის ერთ–ერთი საშუალება აკუმულატორებია. თუმცა სანამ

აკუმულატორების ტექნოლოგია სათანადოდ დაიხვეწება და მათი ენერგოტევადობა გაიზრდება,

ისინი შენახვის არც ისე ეფექტურ საშუალებას წარმოადგენს. ელექტროენერგიის მცირე ოდენობას

შესაძლოა აკუმულატორების საკმაოდ მოზრდილი ბატარეა დაჭირდეს. გარდა ამისა, ისინი არც

ისე ხელმისაწვდომია, განსაკუთრებით განვითარებადი ქვეყნებისათვის და ძნელად

მოსავლელია.

223

ნახაზი 10.3. წყლის უკუაქაჩვის სისტემა

ელექტროენერგიის შენახვის კიდევ ერთ საშუალებას, კაშხლებს და წყალსაცავებს

კაცობრიობა უკვე კარგა ხანია იყენებს. კაშხლები საშუალებას იძლევა ენერგიაზე მოთხოვნის

არარსებობისას წყალი რეზერვუარში დააგროვონ და საჭიროებისამებრ გაუშვან. ამ მეთოდის

ერთი მინუსი ის არის, რომ კაშხალი მხოლოდ ამ მდინარის ჰიდროელექტროსადგურის ენერგიის

შენახვას ახერხებს. თუმცა ამ პრობლემის გადაჭრა ხერხდება უკუაქაჩვის სისტემის (ე.წ. „pumped-

storage”) დამონტაჟებით. ეს სისტემა საშუალებას იძლევა უკვე გამოყენებული წყალი

ელექტროდგუშების საშუალებით უკანვე ავქაჩოთ და რეზერვუარის ხელახლა შესავსებად

გამოვიყენოთ.

ცხადია, ასეთი სისტემა საშუალებას იძლევა წყალსაცავი გამოვიყენოთ ქსელში ჩართული

ნებისმიერი ქარის, მზისა თუ უწყალსაცავო წყლის ელექტროსადგურის მიერ გამომუშავებული

ჭარბი ენერგიის შესანახად. სისტემის შეზღუდვა მხოლოდ მისი ღირებულება და წყალსაცავის

ზომა შეიძლება იყოს.

10.3. განახლებადი ენერგიის ხარჯების სქემატური თავისებურება

იმისათვის, რომ უკეთ დავინახოთ, თუ რატომ არის საჭირო განახლებადი ენერგიების

განვითარების სტიმულირებისათვის სპეციფიკური ეკონომიკური პოლიტიკის წარმოება,

ამისათვის, უპირველეს ყოვლისა, კარგად უნდა დავაკვირდეთ განახლებადი ენერგიის

ტექნოლოგიების (როგორიცაა წყლის, ქარის, მზისა და გეოთერმული ენერგიები), დანახარჯების

სქემის განსხვავებას კონვენციური ენერგიის ტექნოლოგიებისგან.

ამისათვის ჯერ გავიხსენოთ ორი მნიშვნელოვანი მახასიათებლის, სადგურის სიმძლავრის

კოეფიციენტისა და ენერგიის დაყვანილი ღირებულების შედარებითი ცხრილები სხვადასხვა

ტიპის ელექტროსადგურებისათვის, ასევე ენერგიის დაყვანილი ღირებულების ფორმულა.

∑

( )

∑

( )

(10.1)

ცხრილში 10.7 მოცემულია აშშ-ს ენერგეტიკული ინფორმაციის ადმისტრაციის (EIA)

გათვლებით 2017 წელს მოსალოდნელი სიმძლავრის კოეფიციენტის საშუალო მნიშვნელობები

სხვადასხვა ტიპის ტექნოლოგიებისთვის. განახლებადი წყაროების გარდა ცხრილში

შედარებისთვის სხვა ტექნოლოგიების სიმძლავრის კოეფიციენტებიცაა.

224

ცხრილი 10.7. სიმძლავრის კოეფიციენტები სხვადასხვა ტიპის ელექტროენერგიის წყაროებისთვის

ტექნოლოგია სიმძლავრის კოეფიციენტი (%)

ჰიდროელექტროსადგური 53

ქარის ელექტროსადგური 33

მზის ფოტოვოლტაჟური პანელები 25

ბიომასის ელექტროსადგური 83

გეოთერმული ელექტროსადგური 91

ატომური ელექტროსადგური 90

ნახშირის თბოელექტროსადგური 85

ბუნებრივი გაზის უბრალო აირტურბინა 30



87

ცხრილში 10.8 მოტანილია EIA-ს წინასწარი შეფასებით სხვადასხვა წყაროების მიერ

გამომუშავებული ელექტროენერგიის გათანაბრებული ღირებულებების მოსალოდნელი

მინიმალური, საშუალო და მაქსიმალური მნიშვნელობები (ერთი კვტ.სთ-ის ფასი ცენტებში) 2017

წლისათვის:

ცხრილი 10.8. ერთეულის დაყვანილი ღირებულება სხვადასხვა ტიპის ტექნოლოგიებისთვის

ტექნოლოგიები მინიმალური საშუალო მაქსიმალური

ჰიდროელექტროსადგური 5,8 8,9 14,8

ქარის ელექტროსადგური 7,7 9,6 11,2

მზის ფოტოვოლტაჟური პანელები 11,9 15,3 23,9

ბიომასის ელექტროსადგური 9,8 11,6 13,7

გეოთერმული ელექტროსადგური 8,4 9,8 11,2

ატომური ელექტროსადგური 10,7 11,1 11,9

ნახშირის თბოელექტროსადგური 9,1 9,8 11,4

ბუნებრივი გაზის უბრალო აირტურბინა 9,2 12,8 15,2



6,0 6,6 8,1

225

10.3.1. ხარჯების სქემა

ელექტროენერგიის გამომუშავების კონვენციური ტექნოლოგიები მცირე საწყისი

კაპიტალური დანახარჯით და საწვავზე მაღალი დანახარჯებით გამოირჩევა. მაგალითად,

ჩვეულებრივი ბუნებრივ გაზზე მომუშავე ტურბინა საერთო ჯამში საწვავზე გაცილებით უფრო

მეტს ხარჯავს, ვიდრე თვითონ სადგურის დადგმისას. მაშინ როცა წყლის, ქარის, მზისა და

გეოთერმული ენერგიის ელექტროსადგურებს საწვავის დანახარჯი საერთოდ არ აქვთ,

ტექნიკური მომსახურებისა და საოპერაციო ხარჯები დაბალია, ხოლო მათი საწყისი კაპიტალური

დანახარჯები აირტურბინის საწყის დანახარჯს რამდენჯერმე აღემატება.

შესაბამისად, გამოდის, რომ აირტურბინის დადგმა ინვესტორისთვის გაცილებით უფრო

უსაფრთხო ინვესტიციაა. საწყისი კაპიტალური დანახარჯი მცირეა და მისი ამოღება უფრო

ადვილად მოხდება. ხოლო რაც შეეხება განახლებადი ენერგიის, მაგალითად ქარის

ელექტროსადგური კი პირიქით დიდ რისკს შეიცავს. პროექტის ხარჯების უმთავრესი ნაწილი

მაღალი პირველადი კაპიტალური დანახარჯების სახითპროექტის დასაწყისშია თავმოყრილი და

მათი სწრაფად ამოღება მხოლოდ მაშინ შეიძლება მოხერხდეს თუ ელექტროენერგიის საკმარისად

ძვირად გაყიდვა ხერხდება.

ამავდროულად აირტურბინას მთავარი დანახარჯები ელექტროენერგიის გამომუშავებისას

აქვს, რაც მის მფლობელს მეტ საშუალებას აძლევს სურვილისა და საჭიროებისამებრ

გამოიმუშავოს და გაყიდოს ენერგია. თუ ენერგიას არ გამოიმუშავებს, არც ეს დანახარჯები ექნება.

მაშინ როცა ქარის (წყლის, მზის, გეოთერმული) ელექტროსადგურისთვის მთავარი დანახარჯი

პირველადი კაპიტალური დანახარჯია, ელექტროენერგიის გამომუშავებისას მიმდინარე

დანახარჯები კი ძალზედ მცირეა, ამ ენერგიის გაყიდვა კი ამ უზარმაზარი დანახარჯის დაფარვის

ერთადერთი წყარო. შესაბამისად განახლებადი ენერგიის ამ ტიპის სადგურებისთვის არამარტო

ოპტიმალური, არამედ აუცილებელიცაა, რომ მაქსიმალურად მოხდეს ელექტროენერგიის

გამომუშავება და გაყიდვა.

ამასთან 10.1 ფორმულიდან კარგად ჩანს კიდევ ერთი მნიშვნელოვანი მომენტი: ვინაიდან

წყლის, ქარისა და მზის ენერგიის სადგურები არ საჭიროებენ საწვავს (რომელიც კონცენციური

სადგურებისთვის გამომუშავებული ენერგიის პირდაპირპროპორციულია), ამიტომ

გამომუშავებული ელექტროენერგია მხოლოდ მნიშვნელშია. ეს კი, თავის მხრივ, განახლებადი

ენერგიის ელექტროსადგურისათვის განსაკუთრებით მკვეთრად გამოხატულს ხდის შემდეგ წესს:

რაც მეტ ენერგიას გამოიმუშავებს და გაყიდის ელექტროსადგური, მით უფრო დაბალი იქნება

ელექტროენერგიის ერთეულის ღირებულება, რაც გარდა თავად ინვესტორისა, ქვეყნისა და

მომხმარებლის ინტერესებშიც შედის. შესაბამისად, განახლებადი ენერგიის განვითარების

პოლიტიკის წარმართვისას, საჭიროა ასეთი სადგურების იმგვარად დაპროექტება, რომ

შესაძლებელი იყოს მათი გამომუშავების პოტენციალის მაქსიმალური რეალიზაცია.

ტექნიკურ თავისებურებებთან ერთად სწორედ დანახარჯების ამგვარი სქემატური

თავისებურება და თანამედროვე, კომბინირებული ციკლის აირტურბინებთან შედარებით ძვირი

ფასი და ნაკლები სიმძლავრის კოეფიციენტი განსაზღვრავს განახლებადი ენერგეტიკის

განვითარებისთვის საჭირო ბაზრის სტიმულირების ეკონომიკური პოლიტიკის იმ მექანიზმებს,

რომელთაც მომდევნო ქვეთავში განვიხილავთ.

226

10.4. განახლებადი ენერგეტიკის განვითარებისათვის საჭირო ბაზრის სტიმულირების

ეკონომიკური პოლიტიკა

10.4.1. განახლებადი ენერგეტიკის განვითარების იურიდიული ჩარჩოები

როდესაც ქვეყანა ღებულობს გადაწყვეტილებას, განავითაროს განახლებადი ენერგეტიკა,

უპირველეს ყოვლისა, საჭიროა შეიქმნას საკანონმდებლო ბაზა, რომელიც განსაზღვრავს

განახლებადი ენერგიის მნიშვნელობას და დანიშნულებას ქვეყნისათვის და რომელსაც

დაეყრდნობა როგორც განახლებადი ენერგეტიკის განვითარების მთლიანი პოლიტიკა, ასევე ამ

პოლიტიკის განსახორციელებლად საჭირო ცალკეული რეფორმები.

როგორც წესი, თავდაპირველად ხდება გარკვეული კანონის ან დადგენილების მიღება,

რომელიც აყალიბებს განახლებად ენერგიას, როგორც ქვეყნის ერთ-ერთ ან უპირველეს

პრიორიტეტს და უკვე შემდეგ ამ კანონის ან დადგენილების საფუძველზე იწყება რეფორმები.

ამგვარი დადგენილების მაგალითია საქართველოს პარლამენტის 2006 წლის დადგენილება,

რომელსაც უფრო დაწვრილებით ქვემოთ გავეცნობით.

ასევე, მსოფლიოში ფართოდ გავრცელებულია განახლებადი ენერგიის ე.წ.

"თარგეთირება", რაც გულისხმობს შემდეგს: კონკრეტული ქვეყანა საკუთარ თავს მიზნად უსახავს

ან ვალდებულებას იღებს, წინასწარ განსაზღვრული წლისათვის განახლებადი ენერგიის წილი

თავის ენერგოსექტორში აიყვანოს გარკვეულ ნიშნულამდე.

10.4.2. ეკონომიკური პოლიტიკა

რეგულირებულ ელექტროსისტემაში მარტივად შეიძლება უპირატესობის მინიჭება

მოხდეს განახლებად ენერგიის წყაროზე: საკმარისია უბრალოდ დადგინდეს, რომ

გამომუშავებულ ელექტროენერგიას უპირველეს ყოვლისა გაყიდიან განახლებადი ენერგიის

სადგურები ელექტროენერგიის ღირებულებაზე დაყრდნობით დათვლილი ტარიფით, ხოლო

დანარჩენი ელექტროსადგურები (თბოელექტროსადგურები) დააკმაყოფილებენ დარჩენილ

მოთხოვნას ელექტროენერგიაზე.

ასეთ სიტუაციაში განახლებადი ენერგიის წყაროები მაქსიმალურად მოახერხებენ თავიანთ

გამომუშავების გაყიდვას, თანაც ხარჯების გათვალისწინებით დადგენილი ტარიფი მოგების

გარანტიას მიცემს. ხოლო თბოელექტროსადგურები ნაწილობრივ (ან მთლიანად) მომლოდინე

რეჟიმში იქნებიან როგორც სარეზერვო სიმძლავრეები.

თუმცა ამ თავში ჩვენი მიზანია განვიხილოთ ლიბერალიზებულ ელექტრობაზარზე

მოქმედი მექანიზმები.წინა ქვეთავებიდან გამომდინარე შეგვიძლია დავასკვნათ, რომ

განახლებადი ენერგეტიკის განვითარების წასახალისებლად საჭირო ეკონომიკური პოლიტიკა

უნდა იყოს მიმართული შემდეგი მიზნებისაკენ:

შეუმციროს ეკონომიკური რისკები ინვესტორებს;

ხელი შეუწყოს მაღალი პირველადი კაპიტალური დანახარჯების ეფექტიანად

ამოღებას;

ხელი შეუწყოს განახლებადი ენერგიის სადგურების მიერ ელექტროენერგიის

მაქსიმალურად გამომუშავებას და რეალიზაციას;

227

ხელი შეუწყოს ენერგიის ღირებულების უფრო ზუსტ განსაზღვრას (იგულისხმება

ღირებულებაში გარემოზე ზემოქმედების გათვალისწინება).

ამისათვის მთელი მსოფლიოს მასშტაბით მოქმედებს მრავალნაირი კარგად

აპრობირებული მექანიზმი, რომელთაგანაც აქ ყველაზე უფრო მეტად გავრცელებულებს

განვიხილავთ.

10.4.2.1. "Feed-in” ტარიფები (FIT)

განახლებადი ენერგეტიკის განვითარების სტიმულირების ერთ-ერთი ფართოდ

გავრცელებული მექანიზმია ე.წ. “Feed-in” ტარიფები. მექანიზმის არსი მდგომარეობს იმაში, რომ

ინვესტორთან დებენ გრძელვადიან კონტრაქტს, რომელშიც სადგურის გამომუშავებული

ელექტროენერგიის ფიქსირებული ტარიფი გაანგარიშებულია ამ სადგურის ენერგიის ერთეულის

ღირებულებაზე დაყრდნობით.

ეს გარანტიას აძლევს ინვესტორს, რომ მის გაწეული ხარჯები დაიფარება და მოგებასაც

ნახავს. შესაძლებელია ეს ტარიფი სულაც არ იყოს მუდმივი სადგურის მთელი ექსპლუატაციის

განმავლობაში, არამედ იმგვარად იყოს გადანაწილებული, რომ უფრო შეუწყოს ხელი პირველადი

დანახარჯის ამოღებას. ანუ ტარიფი უფრო მაღალი იქნება თავიდან და შემდეგ დაიკლებს წლების

განმავლობაში.

აღსანიშნავია, რომ ამ კონტრაქტებში, როგორც წესი, განსაზღვრულია ტარიფი, მაგრამ არ

არის დაფიქსირებული გასაყიდი ელექტროენერგიის მოცულობა. ეს სტიმულს აძლევს

ელექტროენერგიის მწარმოებელს, რომ მეტი მოგების მისაღებად მაქსიმალურად ბევრი აწარმოოს

და გაყიდოს. ამავდროულად, როგორც უკვე ვნახეთ, რაც მეტ ენერგიას აწარმოებს განახლებადი

ენერგიის სადგური, მით უფრო უმცირდება მას ელექტროენერგიის თვითღირებულება, რაც

თავის მხრივ კიდევ უფრო მეტი მოგების მიღების საშუალებას იძლევა.

უნდა აღინინიშნოს ასევე, რომ “Feed-in” ტარიფები უმეტეს შემთხვევაში

ელექტროენერგიის საბაზრო ფასზე მაღალია. ამიტომ ამ გრძელვადიანი კონტრაქტებით შესაძენი

ელექტროენერგიის საფასურის დაფარვა შესაძლებელია გადასახადების გადამხდელებს

ტვირთად დააწვეს, ან უბრალოდ გამოიწვიოს ელექტროენერგიის ფასის ზრდა.

ცხრილი 10.9. “Feed-in” ტარიფები ესპანეთში (2007)

ენერგიის წყარო “Feed-in” ტარიფები

წყლის ენერგია 7,8 ¢€/კვტ.სთ პირველი 25 წლის განმავლობაში

ქარის ენერგია 7,32 ¢€/კვტ.სთ პირველი 20 წლის განმავლობაში

მზის ენერგია 26,94 ¢€/კვტ.სთ პირველი 25 წლის განმავლობაში

გეოთერმული 6,89 ¢€/კვტ.სთ პირველი 20 წლის განმავლობაში

ბიომასა და ბიოგაზი 13,06 ¢€/კვტ.სთ პირველი 15 წლის განმავლობაში

228

ცხრილი 10.10. “Feed-in” ტარიფები მზის ენერგიისათვის გერმანიაში (2012), ტარიფების ხანგრძლივობაა

სრული ექსპლუატაციის პერიოდი

სადგურის ტიპი “Feed-in” ტარიფები (¢€/კვტ.სთ)

სახურავზე მდებარე

0-30 კვტ 24,43

30-100 კვტ 23,24

100 კვტ - 1 მვტ 21,99

1 მგვტ და ზევით 18,33

მიწაზე მდებარე

დაბინძურებულ ნიადაგზე 18,76

სასოფლო-სამეურნეო მიწებზე65 -

სხვა 17,94

10.4.2.2. ქვოტების მექანიზმი (განხლებადი ენერგიის პორტფოლიოს სტანდარტი) (RPS)

ქვოტების მექნიზმი, რომელიც ასევე განახლებადი ენერგიის პორტფოლიოს სტანდარტის

სახელითაც არის ცნობილი, ავალდებულებს ელექტროენერგიის მწარმოებლებს, მათი

გამომუშავების განსაზღვრული ნაწილი განახლებადი ენერგიის წყაროებით გამოიმუშავონ.

“Feed-in” ტარიფებისაგან განსხვავებით ამ შემთხვევაში ხდება არა ტარიფის, არამედ

გამომუშავებული ელექტროენერგიის რაოდენობის დადგენა. ხოლო გასაყიდი ფასის დადგენა,

ისევე როგორც განახლებადი ენერგიის წყაროს შერჩევა, თვითონ მწარმოებლებისთვის და

ბაზრისთვის არის მინდობილი.

განახლებადი ენერგიის წილი მთლიან გამომუშავებაში შეიძლება სხვადასხვა იყოს და

მისი ვერ მიღწევის შემთხვევაში მწარმოებლებს ეკისრებათ ფულადი ჯარიმები. რაც მეტია

ფულადი ჯარიმა, მით მეტი სტიმული ეძლევა განახლებად ენერგიას. შესაძლებელია ასევე იმ

ფულით, რომელიცჯარიმებით შეგროვდა, მოხდეს იმათი სუბსიდირება ვინც თავისი

ვალდებულების შესრულება მოახერხა, რაც დამატებით სტიმულს იძლევა.

ეს მექანიზმი კარგია იმ მხრივ, რომ ხელს უწყობს ისეთი განახლებადი და კონვენციური

წყაროების კომბინირებული ელექტრომწარმოებლების შექმნას, რაზეც უკვე ვისაუბრეთ ზემოთ.

ცხადია, ამ მექანიზმის მოქმედების შემთხვევაში, მწარმოებელი აქცენტს გააკეთებს

განახლებადი ენერგიის ყველაზე იაფ ტექნოლოგიებზე. ეს კი ხელს უწყობს იმას, რომ

ელექტროენერგიის ფასმა ძალიან არ მოიმატოს. თუმცა ეს იმასაც ნიშნავს, რომ ქვოტების

მექანიზმი ნაკლებად გამოდგება განახლებადი ენერგიის ისეთი ტექნოლოგიების დასანერგად და

განსავითარებლად, რომლებიც სხვებთან შედარებით ძვირია. ამავდროულად ეს მექანიზმი

65 2010 წლიდან “Feed-in” ტარიფები ამ ტიპის სადგურებზე აღარ მოქმედებს

229

ნაკლებად მიმზიდველია წვრილი მწარმოებლებისათვის, რომელთაც შეიძლება გაუჭირდეთ

როგორც ჯარიმის გადახდა, ისე ქვოტის მისაღწევად საჭირო განახლებად ენერგიაში

ინვესტირება.

10.4.2.3. ცვალებადი გადასახადები და სუბსიდიები

ცვალებადი გადასახადების სისტემა გულისხმობს საშემოსავლო გადასახადების დაწევას

და სანაცვლოდ გადასახადების გაზრდას ისეთ საქმიანობაზე, რომელიც გარემოს აზიანებს. ეს

მექანიზმი გარკვეულწილად ახდენს გარემოს ზიანის ასახვას არაგანახლებადი ენერგიის

წყაროების მიერ წარმოებული ენერგიის რირებულებაში და ქმნის საბაზრო სტიმულებს

განახლებადი ენერგეტიკის განვითარებისათვის.

რაც შეეხება სუბსიდიების ცვლილებას, ამ შემთხვევაში უბრალოდ სახელმწიფო ცვლის

თავისი პირდაპირი სუბსიდიების პრიორიტეტებს და გარემოსთვის საზიანო

ინდუსტრიებისთვის სუბსიდირების შემცირების ხარჯზე უზრდის დაფინანსებას განახლებადი

ენერგიის ტექნოლოგიების შესწავლას, დახვეწას და დანერგვას.

10.4.2.4. მწვანე სერტიფიკატები

მწვანე სერტიფიკატების სისტემა დაფუძნებულია იმაზე, რომ ელექტროენერგიის ზოგი

მომხმარებელი შეიძლება მზად იყოს გადაიხადოს მეტი ელექტროენერგიაში თუ იგი

განახლებადი ენერგიის წყაროთია გამომუშავებული. თანაც განახლებადი ენერგიის სხვადასხვა

ტექნოლოგიებს თავისი შესაბამისი სერთიფიკატები აქვთ.

ფაქტიურად ხდება განახლებადი ენერგიის ნებაყოფლობითი სუბსიდირება,

ქველმოქმედება უშუალოდ მომხმარებლების მხრიდან. თუმცა იმისათვის, რომ ამ სქემამ

იმუშაოს, ამისათვის საჭიროა, რომ საზოგადოებაში არსებობდეს მაღალი გარემოსდაცვითი

ღირებულებები.

ვინაიდან მექანიზმი დაფუძნებულია მომხმარებლების მხრიდან კეთილი ნების

გამოვლენაზე, ის საკმარის გარანტიას ვერ აძლევს მწარმოებლებს და ვერ უქმნის სტიმულს, რომ

განახორციელონ ინვესტირება განახლებად ენერგიაში, ამიტომ, როგორც წესი, ეს მექანიზმი

მხოლოდ მაშინ გვხდება, როცა მასთან ერთად სხვა მექანიზმებიც არის მოქმედებაში.

10.5. განახლებადი ენერგიის პოტენციალი საქართველოში

წინა ქვეთავებში ჩვენ განვიხილეთ განახლებადი ენერგიების ტექნოლოგიების ტიპები და

მათი წახალისების ეკონომიკური პოლიტიკის ზოგადი მექანიზმები. ახლა კი დავუბრუნდეთ

საქართველოს. კონკრეტული ქვეყნის ეკონომიკური პოლიტიკა განახლებად ენერგიებთან

მიმართებაში, ცხადია, უნდა ითვალისწინებდეს განახლებადი ენერგიის პოტენციალს თავად ამ

ქვეყანაში და მისი ელექტროსექტორის თავისებურებებს.

საქართველოს წყლის ენერგიის მდიდარი რესურსები და მისი გამოყენების დიდი

გამოცდილება აქვს. ჰიდროგენერაციის აბსოლუტური პოტენციალის მიხედვით ჩვენი ქვეყანა

მეოთხეა პოსტსაბჭოთა ქვეყნებს შორის (რუსეთის, ტაჯიკეთის და ყაზახეთის შემდეგ), ხოლო

230

ტერიტორიის ერთეულზე ჰიდროპოტენციალის კონცენტრაციით ერთ–ერთი მოწინავეა

მსოფლიოში.

საქართველოში ენერგეტიკული მნიშვნელობის მქონე 300–ზე მეტი მდინარეა. მათი

წლიური ჯამური პოტენციური სიმძლავრე 15 ათასი მეგავატის, ხოლო საშუალო წლიური

ენერგია 50 ტვტ.საათის ექვივალენტურია.საქართველო ჯერჯერობით ამ რესურსის ძალიან მცირე

ნაწილის რეალიზებას ახერხებს. ჰიდროენერგორესურსების უმეტესი (დაახლოებით 70%) ნაწილი

კონცეტრირებულია დასავლეთ საქართველოში.

საქართველოს ჰიდრორესურსების მკვეთრი სეზონურობიდან გამომდინარე მათი

გადანაწილება შესაძლებელია მხოლოდ მარეგულირებელი წყალსაცავების მშენებლობით. თუმცა,

ვინაიდან დიდ წყალსაცავებს გარემოსთვის მნიშვნელოვანი ზიანის მოტანა შეუძლიათ,

უმჯობესია აქცენტი გაკეთდეს მცირე ზომის წყალსაცავებზე.

ქვეყანა მდიდარია სხვა ტიპის განახლებადი ენერგიის რესურსებითაც, რომელთა შორის

გამოიჩევა ქარის ენერგია. მისი სავარაუდო პოტენციური დადგმული სიმძლავრე 1500 მეგავატია,

4–5 ტვტ.სთ–ის საშუალო წლიური გამომუშავებით (თუმცა ქარის პოტენციალ კიდევ უფრო

მეტად შესწავლას მოითხოვს). სამუშაო დროის ხანგრძლივობა 4000–5000 სთ–ს შეადგენს.

საქართველო დაყოფილია დაბალ, საშუალო და მაღალ სიჩქარიან ზონებად, სადაც ქარის

საშუალო წლიური სიჩქარე 2.5–დან 9 მ/წმ–მდე მერყეობს. თუმცა პოტენციალის დათვლისას

გათვალისწინებულია მხოლოდ ყველაზე პერსპექტიული უბნები. აღსანიშნავია, რომ ქარის

ენერგიის პერსპექტიული უბნებიდან უმეტესობა ისეთია, სადაც ქარის სიჩქარე განსაკუთრებით

იმატებს ზამთრის პერიოდის იმ თვეებში, როცა საქართველოს ჰიდრორესურსების პოტენციალი

ეცემა. ეს ქარის ენერგიას საქართველოსთვის მეტად მნიშვნელოვანს ხდის. ამ საკითხს ქვემოთ

უფრო დაწვრილებით განვიხილავთ.

საქართველო საკმაოდ მზიანი ქვეყანაა და სავსებით ლოგიკურია რომ მზის ენერგიის

პოტენციალიც განიხილებოდეს. საქართველოს უმეტეს ნაწილში მზე დაახლოებით 250–280 დღის

განმავლობაში ანათებს, რაც 1900–2200 სამუშაო საათს უდრის. მზის ენერგიის სავარაუდო

პოტენციალის დასადგენად საქართველოში დამატებითი კვლევებია საჭირო.

საქართველოს გეოთერმული რესურსების პოტენციალი 150 მგვტ–ს აღწევს, მაგრამ დაბალი

ტემპერატურის გამო არ იძლევა საშუალებას მათი გამოყენება მოხდეს ელექტროენერგიის

გენერაციისათვის. თუმცა მათი გამოყენება დასახლებული პუნქტების გათბობისთვის და ცხელი

წყლით მომარაგებისათვის საშუალებას იძლევა მნიშვნელოვნად დავზოგოთ ელექტროენერგიისა

და იმპორტირებული ბუნებრივი გაზის წილი, რომელიც სწორედ ამ დანიშნულებით

გამოიყენება.

ბიოენერგიის სრული პოტენციალი რაოდენობრივად საქართველოში, სამწუხაროდ,

შეფასებული არ არის და საჭიროებს კვლევას.

10.6. განახლებადი ენერგიის ადაპტაციის სეზონური ასპექტები (საქართველოს

მაგალითი)

21-ე საუკუნის პირველ ათწლეულში უკვეარსებულიჰესების რეაბილიტაციის,

ელექტროენერგიის სექტორში ეკონომიკური და სამართლებრივი რეფორმების წყალობით

საქართველოში ამ სექტორში ვითარება მნიშვნელოვნად გაუმჯობესდა. უკანასკნელი წლების

231

განმავლობაში იაფი ჰიდროენერგიის გამომუშავების ზრდამ, შესაბამისად, გამოიწვია უფრო

ძვირი თბოელექტროეენერგიის გამომუშავებისა და ელექტროენერგიის იმპორტის შემცირება.

პარარელურად გაიზარდა ელექტროენერგიის ექსპორტი. ამ ცვლილებების წყალობით,

საქართველო 2007 წლიდან ელექტროენერგიის ექსპორტიორი ქვეყანა გახდა.

განახლებადი ენერგიის მდიდარი რესურსების გათვალისწინებით საქართველოში აქცენტი

სწორედ მათზე კეთდება. 2006 წელს საქართველოს პარლამენტმა მიიღო დადგენილება

"საქართველოს ენერგეტიკის სექტორის სახელმწიფო პოლიტიკის ძირითადი მიმართულებები",

რომლის თანახმადაც, საქართველოს ელექტროენერგიის სექტორის განვითარების გრძელვადიანი

პოლიტიკაა სრულად ჩაანაცვლოს ჯერ ელექტროენერგიის იმპორტი და შემდეგ

თბოელექტროსადგურების გამომუშავება საკუთარი ჰიდრო ელექტროსადგურების

გამომუშავებით.

ცხადია, გამოუყენებელი ჰიდროენერგეტიკული პოტენციალის ექსპლუატაცია ქვეყანას

დაეხმარება მნიშვნელოვანი ნაბიჯი გადადგას ამ მიმართულებით, მაგრამ არ უნდა

დაგვავიწყდეს, რომ წყლის ენერგია არ არის ერთადერთი პოტენციური წყარო ამ მიმართულებით

სიტუაციის გაუმჯობესებისა.

საქართველოს გეოთერმული პოტენციალი არ იძლევა ელექტროენერგიის წარმოების

საშუალებას, ბიოენერგია უფრო ლოკალურ გამოყენებაზეა გათვლილი, ხოლო მზის ენერგია

ჯერჯერობით ძვირია საქართველოსთვის. სამაგიეროდ, ქარის ენერგიის შემცირებული

ღირებულება უკვე იძლევა მისი განხილვის საშუალებას, ხოლო საქართველოს

ელექტროსისტემაში არსებული მეტადსპეციფიკური სიტუაცია კი ქარის ენერგიას

განსაკუთრებულად მიმზიდველს ხდის.

პირველი, რაც უნდა აღინიშნოს, ესაა დიდი ძველი ჰესები, რომლებსაც სრულად აქვთ

გავლილი ამორტიზაციული პერიოდი და მათი კაპიტალური დანახარჯები უკვე დაფარულია.

მათ ხარჯებს მხოლოდ მცირე მიმდინარე ხარჯები შეადგენს და შესაბამისად, ხდება დიდი

რაოდენობით ძალიან იაფი ელექტროენერგიის წარმოება, რაც ელექტროენერგიაზე ფასების

საერთო დონეს დაბლა წევს. ეს კი, თავის მხრივ, გარკვეულ ბარიერს უქმნის თვით ახალი ჰესების

მშენებლობასაც კი.

შესაბამისად, განახლებადი ენერგეტიკის განვითარების პოლიტიკის დაგეგმვისას

აუცილებლად გასათვალისწინებელია ის კონკურენცია, რომელსაც ძველი ჰესები შეუქმნიან ახალ

ელექტროსადგურებს.

გარდა ამისა, გასათვალისწინებელია კიდევ ერთი მნიშვნელოვანი ასპექტი. შესაძლოა სხვა

ქვეყნებისთვის განახლებადი წყაროების სეზონურ მახასიათებლებს არ ქონდეს იმდენად დიდი

მნიშვნელობა, როგორც საქართველოში. განვითარებულ ქვეყნებში, სადაც ელექტროენერგიის

მოხმარება წელიწადის ნებისმიერ დროს მნიშვნელოვნად აღემატება განახლებადი ენერგიის

წყაროების გამომუშავებას, ნებისმიერი ახალი განახლებადი ენერგიის ელექტროსადგურის მიერ

გამომუშავებული ელექტროენერგია წელიწადის ნებისმიერ დროს შეძლებს ჩაანაცვლოს

კონვენციური ელექტროსადგურების გამომუშავება. ამიტომ ახალი სადგურების დაპროექტებისას

ყურადღება ექცევა უმეტესად სიმძლავრის კოეფიციენტს და სადგურის გამომუშავების მთლიან

პოტენციალს და არა მის სეზონურ გადანაწილებას.

სხვა სიტუაციაა საქართველოში. ზაფხულის პერიოდში ჰესების გამომუშავება

მნიშვნელოვნად აჭარბებს ელექტროენერგიის მოხმარებას, მთლიანად აკმაყოფილებს მას და

232

საკმაოდ მსუყე ნაწილი ექსპორტზე გადის. ამის გამო ამ პერიოდში თბოელექტროსადგურები

თითქმის გაჩერებულია და ელექტროენერგიის იმპორტირებაც თითქმის არ ხდება. სამაგიეროდ,

წელიწადის დანარჩენ (ზამთრის) ნაწილში ჰესების გამომუშავება მნიშვნელოვნად ეცემა,

ელექტროენერგიის მოხმარება კი პირიქით, სწორედ ამ დროს მატულობს და ჩნდება საკმაოდ

დიდი დეფიციტი, რომლის აღმოსაფხვრელადაც საჭირო ხდება როგორც

თბოელექტროსადგურების ამოქმედება, ასევე ელექტროენერგიის იმპორტი.

აღნიშნული სიტუაციის გათვალისწინებით ახალი ჰესების მშენებლობა მნიშვნელოვან

სირთულეებს აწყდება.

ახალ ჰესებს გამომუშავების ისეთივე სეზონური გადანაწილება ექნებათ, როგორიც

ძველებს. შესაბამისად, მათი გამომუშავების უმეტესი წილი მოვა ზაფხულის იმ პერიოდზე,

როდესაც ადგილობრივი მოთხოვნა ელექტროენერგიაზე სრულადაა გაჯერებული უკვე

არსებული ჰესებით. მეტიც, ამ ძველი ჰესების ჭარბი გამომუშავება ამ სეზონში ახალ ჰესებს გარე

ბაზარზეც გაუწევს მძაფრ კონკურენციას.

სეზონური ასპექტი ართულებს ახალი ჰესებისთვის გრძელვადიანი კონტრაქტების

გაფორმებასაც. ზაფხულში, როცა ელექტროენერგიის მოთხოვნა მთლიანადაა

დაკმაყოფილებული იაფი ელექტროენერგიით, ქვეყანას განსაკუთრებით მძიმე ტვირთად

შეიძლება დააწვეს ძვირი და არასაჭირო ელექტროენერგიის შესყიდვის ვალდებულება. ხოლო

ზამთრის გამომუშავების ფიქსირებულ ტარიფად გაყიდვა შეიძლება თვითონ ახალი ჰესების

მფლობელებისთვის არ იყოს სასურველი, ვინაიდან რეალურად, ეს არის ერთადერთი პერიოდი,

როდესაც მათ შეეძლებათ ადგილობრივ ბაზარზე გაყიდონ ელექტროენერგია. ახალი

ჰესებისათვის ხელსაყრელიც რომ იყოს ზამთარში გარანტირებული კონტრაქტით გაყიდვა, ამ

პერიოდზე მათი გამომუშავების მცირე ნაწილი მოდის და მათთვის ასეთი კონტრაქტი

განსკუთრებული შეღავათი ვერ იქნება.

ამავდროულად, აღნიშნული სეზონური ასპექტი მეტად ართულებს მხოლოდ ახალი

ჰესებით იმ მიზნების მიღწევას, რომელიც პარლამენტის დადგენილებაშია ჩამოყალიბებული. თუ

ქვეყნის განვითარების შესაბამისად მზარდ მოთხოვნასაც გავითვალისწინებთ

ელექტროენერგიაზე, საქართველოს ჰიდროენერგიის საკმაოდ მოზრდილი დადგმული

სიმძლავრის დამატება მოუწევს უკვე არსებულზე, რათა განახლებადი ენერგიის ზამთრის

პერიოდის დეფიციტი მხოლოდ ახალი ჰიდრორესურსებით აღმოფხრას. ეს კი დიდი ჰესების

მასობრივ მშენებლობას გახდის აუცილებელს, რამაც შესაძლოა გარემოს

თბოელექტროსადგურებზე არანაკლები ზიანი მიაყენოს.

ასეთ სიტუაციაში ქარის ენერგიის განვითარება და მისი შეხამება ჰიდროენერგიასთან

შეიძლება მეტად ოპტიმალური გადაწყვეტილება გამოდგეს. იგულისხმება, რა თქმა უნდა, ქარის

ელექტროსადგურების დადგმა კონკრეტულად იმ წერტილებში, სადაც ქარის სეზონური

ცვალებადობა წყლის საპირისპიროდაა და ემთხვევა საქართველოს ელექტროენერგიის

მოხმარების სეზონურობას, ანუ დაბალია ზაფხულის პერიოდში და მატულობს ზამთარში.

ქარის ენერგიის ასეთი სადგურებს ნაკლებად შეეხება არსებულ ჰესებთან კონკურენცია.

მათთვის გარანტირებული შესყიდვის გრძელვადიანი კონტრაქტების გაფორმებაც ნაკლებად

შექმნის პრობლემას იმის გათვალისწინებით, რომ მათი გამომუშავების ძირითადი ნაწილი მოდის

ზამთრის პერიოდზე, როდესაც შიდა მოხმარების დაკმაყოფილება ხდება იმ თბოგენერაციითა და

ელექტროენერგიის იმპორტით, რომლის ფასებიც ქარის ენერგიის ფასებთან უფრო ახლოსაა.

233

პარლამენტის ზემოაღნიშნული დადგენილებით განსაზღვრული მიზნების მიღწევაც,

ცხადია, ასეთი სეზონურობის მქონე ქარის სადგურებით უფრო ეფექტურად მოხდება.

გარდა ამისა, არის კიდევ ერთი სამომავლო პერსპექტივა რაც სეზონურობის

გათვალისწინებით წყლისა და ქარის კომბინაციას აქვს. საქართველოში ჯერჯერობით არ

არსებობს ელექტროენერგიის დაგროვების ზემოთ განხილული ტიპი, წყლის უკუაქაჩვის სისტემა.

მხოლოდ ჰესების არსებობის შემთხვევაში ასეთმა სისტემამ შესაძლოა ვერანაირი სარგებელი ვერ

მოიტანოს, ვინაიდან, როგორც აღვნიშნეთ, ამ სისტემის სარგებლიანობა შეზღუდულია

წყალსაცავის ტევადობით. ზაფხულში, როდესაც მცირე ჰესები უამრავ წყალს (და შესაბამისად

გამომუშავების შესაძლებლობას) კარგავენ მოთხოვნის არარსებობის პერიოდებში (მაგალითად

ღამით), ქართული წყალსაცავები ისედაც უპრობლემოდ ივსება წყალუხვი მდინარეების

წყალობით და მცირე ჰესების ენერგიის შენახვის ნაკლებ საშუალებას იძლევა.

ცხადია, უკუაქაჩვის სისტემით ელექტროენერგიის დაგროვების მეტი შესაძლებლობა არის

ზამთარში, როცა მდინარეებს შედარებით უჭირთ თავიანთი წყალსაცავების დამოუკიდებლად

შევსება. მაგრამ ამ დროს გამდინარე წყალზე მომუშავე კიდევ უფრო მკვეთრი სეზონურობის

მქონე მცირე ჰესების გამომუშავება ძალიან დაბალია და შესაბამისად მათ მიერ დაკარგული

ენერგიაც უმნიშვნელოა.

სამაგიეროდ, ქარის ისეთი სადგურების არსებობის შემთხვევაში, რომელთა გამომუშავების

ძირითადი ნაწილი სწორედ ზამთრის პერიოდზე მოდის ამ პერიოდში ძლიერი ქარების გამო,

ენერგიის დაგროვების უკუაქაჩვის სისტემებს შესაძლოა არცთუ ურიგო პერსპექტივა ჰქონდეს.

234


1. REEEP / UNIDO Training Package, Sustainable Energy Regulation and Policymarking for Africa.

“Renewable energy technologies”, 2010


“Impact of different power sector reformoptions on renewables”, 2010


“Regulatory and policy options to encourage developmentof renewable energy“, 2010

4. Commission of the European Communities. "The Support of Electricity from Renewable Energy

Sources", January 23, 2008.



6. REN 21. “Renewables 2011, Global Status Report”

7. US Energy Information Administration (EIA). "Levelised Cost of New Generation Resources in the

Annual Energy Outlook 2012"

8. “The Potential for Wind Energy Generation in Georgia: The Importance of the Seasonal

Aspect”.MA Thesis, International School of Economics at TSU (SET): G. Kelbakiani, May 15, 2011

9. USAID-ის მიერ დაფინანსებული პროექტი, ენერგეტიკის განვითარება სოფლად. „ენერგიის

განახლებადი წყაროების პოტენციალი საქართველოში და მისი ათვისების ღონისძიებები“,

2008

10. ა. ზედგინიძე. „საქართველოს ქარის ენერგიის ატლასი“, 2004

ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკის...

Documents

Transcript of ელექტროენერგეტიკული პოლიტიკის...