ელექტრო სისტემის 2015–2025 სტრატეგია

საქართველოს მთავრობამ საქართველოს გადამცემი ქსელის განვითარების ერთიანი სტრატეგია 2015-2025 დაამტკიცა, რომლის დასაგეგმი პერიოდი იყოფა სამ ნაწილად: ახლო პერსპექტივის დასაგეგმ (მოკლევადიანი დაგეგმვის) პერიოდად, რაც მოიცავს 2015-2017 წლების პერიოდს. საშუალო პერსპექტივის დასაგეგმ (საშუალოვადიანი დაგეგმვის) პერიოდად, რაც მოიცავს 2018-2019 წლების პერიოდს და შორი პერსპექტივის დასაგეგმ (გრძელვადიანი დაგეგმვის) პერიოდად, რაც მოიცავს 2020-2025 წლების პერიოდს.
სტრატეგიაში განმარტებულია, რომ საქართველოს ენერგოსისტემის 500/220 კვ ძაბვის ელექტრული ქსელი განლაგებულია ძირითადად ჰორიზონტალურად ქვეყნის დასავლეთ ნაწილიდან აღმოსავლეთ ნაწილისაკენ. ამასთან, გენერაციის დიდი ნაწილი განთავსებულია ქვეყნის დასავლეთ ნაწილში (დასავლეთით ჰესების დადგმული სიმძლავრე შეადგენს 2080 მგვტ-ს), ხოლო მოხმარების დიდი წილი მოდის აღმოსავლეთ ნაწილზე (თბილისი-რუსთავის კვანძი).
ეს დისბალანსი განსაკუთრებით შეიმჩნევა გაზაფხული-ზაფხულის სეზონზე. ამ პერიოდისათვის საქართველოს მდინარეები წყალუხვობით ხასიათდება და როდესაც აღმოსავლეთით (გარდაბანში) განლაგებული თბობლოკები არ მუშაობს, სიმძლავრის გადადინება ხდება დასავლეთიდან აღმოსავლეთისაკენ. სისტემის დასავლეთ ნაწილში (ენგური-ზესტაფონის 500/220 კვ ძაბვის მაგისტრალი) პრობლემა იქმნება 500 კვ ძაბვის ეგხ ,,იმერეთის” გამორთვის შემთხვევაში, რადგან 220 კვ ძაბვის მაგისტრალი ვერ უზრუნველყოფს მთლიანი სიმძლავრის გადაცემას.
ასევე აღნიშნულია, რომ საქართველოს ენერგოსისტემა განიცდის სარეზერვო სიმძლავრეების უზრუნველმყოფი მოწყობილობების მწვავე დეფიციტს, შედეგად სხვა სისტემებისგან დამოუკიდებლად მუშაობისას გართულებულია სიხშირის რეგულირება. ამ ვითარების გამოსასწორებლად საჭიროა სიმძლავრის რეზერვების უზრუნველყოფა, მარეგულირებელი ჰიდროსადგურების, მძლავრი კომბინირებული თბოსადგურების მშენებლობით და/ან არსებული თბოსადგურების რეაბილიტაციის გზით.
სტრატეგიის მიხედვით, უახლოეს წლებში ქსელის განვითარების ძირითადი განმაპირობებელი ფაქტორები იქნება არსებული გენერაციის გატარება, საიმედოობის ამაღლება, ახალი ენერგეტიკული რესურსების ათვისება/ქსელში ჰესების ინტეგრაცია, ქსელის სატრანზიტო პოტენციალის გაზრდა, საიმედო კვების ცენტრების შექმნა, პოტენციური წარმოებების და ტურისტული ცენტრების გასავითარებლად, ენერგოსისტემის ბუნებრივად მზარდი მოხმარების დაკმაყოფილება, მოძველებული თბური ბლოკების ჩანაცვლება მანევრირებადი და ეკონომიური კომბინირებული თბოსადგურებით, სიმძლავრის რეზერვების უზრუნველყოფა და ელექტროენერგიის ხარისხის ამაღლება.

ამჟამად საქართველოს ენერგოსისტემის დადგმული სიმძლავრე 3525 მგვტ-ია, აქედან მარეგულირებელი ჰესების სიმძლავრეა 1990 მგვტ, სეზონური ჰესების სიმძლავრე 810 მგვტ, 110 მგვტ აირტურბინების, ხოლო თბოელექტროსადგურებისა – 620 მგვტ. ჯამური დადგმული სიმძლავრის დაახლოებით 80% მოდის ჰესებზე. მარეგულირებელი ჰესების წილი შეადგენს დადგმული სიმძლავრის დაახლოებით 56%-ს.
2025 წლისთვის საქართველოს ჯამური სიმძლავრე გაიზრდება 7550 მგვტ-მდე. აქედან 4672 მგვტ იქნება მარეგულირებელი ჰესების სიმძლავრე, 2042 მგვტ სეზონური ჰესების, 110 მგვტ აირტურბინების, ხოლო 730 მგვტ მაღალი ეფექტურობის მქონე კომბინირებული თბოელექტროსადგურების სიმძლავრე, რომლებიც ჩაანაცვლებენ მოძველებულ გარდაბნის N 3,4 და 9 ბლოკებს.
ჰესების წილი, ჯამურ დადგმულ სიმძლავრეში 2025 წლისთვის იქნება 90%-მდე. აქედან მარეგულირებელი ჰესების წილი ქვეყნის ჯამურ სიმძლავრის 62%-ს შეადგენს. ეს უზრუნველყოფს წყალუხვობისას დაგროვებული წყლის გამოყენებას წყალმცირობის პერიოდებში, ელექტროენერგიისა და თბოსადგურებისთვის საჭირო საწვავის იმპორტზე დამოკიდებულების შემცირებას.
გენერაციის და დატვირთვის ზრდის მონაცემების საფუძველზე, შედგენილი იქნა საქართველოს წლიური ენერგიის ბალანსი,

საპროგნოზო ბალანსებიდან გამომდინარე, სტრატეგიაში აღნიშნულია, რომ აუცილებელია მეზობელ ქვეყნებთან კავშირის ხაზების აშენება. ამასთან, ყველაზე კრიტიკული პერიოდი როდესაც, საჭირო იქნება სიმძლავრის გატანა, არის წყალუხვობის პერიოდი. ე.წ ზაფხულის მაქსიმუმის და მინიმუმის რეჟიმები. ბალანსებიდან გამომდინარე, 2020 წლისთვის უნდა გვქონდეს 2100 მგვტ სიმძლავრის ექსპორტის შესაძლებლობა, 2021 წლისთვის 3100 მგვტ-ის, ხოლო 2022 წლისთვის 4100 მგვტ.

ზამთრის პერიოდში წყლის სიმცირის გამო, საქართველოს ენერგო მომარაგებაში მნიშვნელოვანი ადგილი უკავია თბო გენერაციას, რომელიც მთლიანი ელექტროენერგიის წარმოების 28% შეადგენს ზამთარში, თუმცა ეს მაჩვენებელი 1%¬ზე ნაკლებია ზაფხულში.
ქვეყანაში წარმოებული ელექტროენერგიის მთლიანი მოცულობის ერთ მესამედს გამოიმუშავებს უმსხვილესი ჰიდროელექტროსადგური „ენგური” („ენგურჰესი”), რომლის დადგმული სიმძლავრე შეადგენს 1300 მგვტ-ს, ხოლო მუშა სიმძლავრე 1200 მგვტ-ს. სიდიდით მეორე ჰესია „ვარდნილის კასკადი”. „ენგურჰესი” და „ვარდნილის კასკადი”, სხვა შედარებით მცირე ჰესებთან ერთად, წარმოადგენენ მარეგულირებელ ჰესებს და უზრუნველყოფენ დაახლოებით 1990 მგვტ სიმძლავრეს.
არსებული მუშა სიმძლავრის ჯამური მოცულობა შეადგენს 3480 მგვტ¬ს, რომელიც მოიცავს ჰესების მიერ გენერირებულ 2750 მგვტ¬ს და თბოელექტროსადგურების მიერ გენერირებულ 730 მგვტ სიმძლავრეს. ნავარაუდებია, რომ 2015-¬2020 წლებში არსებულ მუშა სიმძლავრეს დაემატება ახალი ჰესების მიერ გენერირებული დამატებითი სიმძლავრე, რაც უზრუნველყოფს ჯამური დადგმული სიმძლავრის ზრდას არსებული 3525 მგვტ-დან 3567 მგვტ-მდე 2015 წლისთვის, 5551 მგვტ-მდე 2020 წლისთვის და 7583 მგვტ- მდე – 2025 წლისთვის.
ჰესების მიერ ელ.ენერგიის წარმოების ზრდასთან ერთად, თანდათანობით შემცირდა ქვეყნის დამოკიდებულება იმპორტზე და თბოგენერაციაზე. 2007 წელს, ჰესების მიერ გენერირებული ენერგიის მოცულობამ 6.8 მილიარდი კვტსთ, ანუ ქვეყნის მასშტაბით არსებული მოთხოვნის 82% შეადგინა. 2010 წელს ეს მაჩვენებელი 9.4 მილიარდ კვტსთ¬მდე გაიზარდა და მოთხოვნის 93% დააკმაყოფილა, ხოლო 2013 წლის განმავლობაში ჰესების მიერ გენერირებული ენერგიის მოცულობამ 8.3 მილიარდ კვტსთ-ს მიაღწია. აღნიშნული ცვლილებები განპირობებულია, როგორც ჰიდროლოგიური პირობების ცვლილებებით, ასევე არსებული ჰესების რეაბილიტაციით.
ქვეყნის ენერგოსისტემა დაკავშირებულია რუსეთის, თურქეთის, აზერბაიჯანისა და სომხეთის ენერგოსისტემებთან და ელექტროენერგიით ვაჭრობის მოცულობის უდიდესი ნაწილი სწორედ პირველ ორ ქვეყანაზე მოდის. აღნიშნული ქვეყნებიდან იმპორტი ხორციელდება ზამთარში გაზრდილი მოთხოვნის დასაკმაყოფილებლად, ხოლო ექსპორტი ზაფხულის თვეებში ბუნებრივი წყალუხვობისა და გამომუშავებული ელექტროენერგიის სიჭარბის გამო. სომხეთთან ექსპორტი ხორციელდება მცირე მოცულობით.
2006-2010 წლებში ექსპორტის მოცულობა ყოველწლიურად იზრდებოდა. 2011-2013 წლებში გაზრდილი შიდა მოხმარების გამო, ელ.ენერგიის ექსპორტის მოცულობა შემცირდა, და 2013 წლის განმავლობაში განხორციელებულმა ექსპორტმა სულ 0.45 მილიარდი კვტსთ შეადგინა, რაც 2012 წლის შესაბამისი მაჩვენებლის 15%¬იან კლებას წარმოადგენს.
ენერგეტიკის სამინისტროსა და სსე-ის შეფასების თანახმად, ელექტროენერგიის მოხმარება საქართველოში გაიზრდება წლიურად 5%-ით. 2015 წლის ბოლოს გათვალისწინებულია 230 მგვტ სიმძლავრის კომბინირებული თბოსადგურის ჩართვა გარდაბანში.
ზემოაღნიშნულიდან გამომდინარე, სწორედ ჰესების ქსელში ჩართვა წარმოადგენს საქართველოს გადამცემი ქსელის განვითარების ძირითად ფაქტორს. ამიტომ უახლოესი 10-15 წლის განმავლობაში მოხდება ჰიდროსადგურების მშენებლობა. ამ ჰესებიდან უმეტესობა განლაგებული იქნება დასავლეთ საქართველოში და მათგან სიმძლავრის გამოსატანად საჭირო იქნება ქსელის მნიშვნელოვნად განვითარება, სამხრეთ-აღმოსავლეთის მიმართულებით, სადაც არის განლაგებული ძირითადი მოხმარების ცენტრები და სისტემათაშორისი სატრანზიტო ხაზები.
ქვეყნისათვის სტრატეგიულად მნიშვნელოვანია წლიური რეგულირების წყალსაცავიანი ჰიდროელექტროსადგურების არსებობა, რაც წლიური რეგულირების საშუალებას იძლევა. ამიტომ, ოთხი ჰიდროელექტრო- სადგურისათვის (ხუდონი ჰესი, ნენსკრა ჰესი, ნამახვანისა და ონის ჰესების კასკადები) უნდა შემუშავდეს რეგულაციები, რომლის თანახმად, ამ კატეგორიის სადგურების მიერ გამომუშავებული ელექტროენერგიის სრული მოცულობა ორიენტირებული იქნება ძირითადად ქვეყნის შიდა ბაზარზე, მათ მიერ გამომუშავებულ ელექტროენერგიას გარანტირებულად შეისყიდის ესკო მთელი წლის განმავლობაში აღნიშნულ ჰესებს გასაყიდ ტარიფს და შესაბამისად, ყოველწლიურად მისაღებ თანხას დაუდგენს მარეგულირებელი კომისია.
აღნიშნული ჰიდროელექტროსადგურების ტექნიკური პარამეტრებია:

• ხუდონჰესი დადგმული სიმძლავრე – 702 მგვტ. წლიური გამომუშავება – 1527.9 მლნ.კვტ.სთ, ექსპლუატაციაში შესვლის სავარაუდო პერიოდი – 2022 წელი.
• ნენსკრა ჰესი დადგმული სიმძლავრე – 210 მგვტ. წლიური გამომუშავება – 1194.0 მლნ.კვტ.სთ, ექსპლუატაციაში შესვლის სავარაუდო პერიოდი – 2022 წელი
• ნამახვანი ჰესების კასკადი, დადგმული სიმძლავრე – 450 მგვტ. წლიური გამომუშავება 1655.7 მლნ.კვტ.სთ ექსპლუატაციაში შესვლის სავარაუდო პერიოდი – 2022 წელი.
• ონის ჰესების კასკადი, დადგმული სიმძლავრე – 270 მგვტ. წლიური გამომუშავება – 1254.0 მლნ.კვტ.სთ ექსპლუატაციაში შესვლის სავარაუდო პერიოდი – 2022 წელი.
გადამცემი ქსელის მნიშვნელოვანი გაძლიერების, მძლავრი კვების ცენტრების მშენებლობის და მეზობელ სისტემებთან მძლავრი კავშირების მშენებლობის დამთავრების შემდეგ, საქართველოს ენერგოსისტემა შეძლებს შიდა მოთხოვნის შესაძლო 5%-იან ზრდის დაკმაყოფილებას და საიმედო პარტნიორი გახდება მეზობელ ენერგოსისტემებს შორის სიმძლავრის ტრანზიტის განხორციელებაში.
საჭიროა დასავლეთ საქართველოს 500/220 კვ მაგისტრალის გაძლიერება, რაც პირველ ეტაპზე მოხდება „ჯვარი-ხორგას” და „წყალტუბო-ზესტაფონის” პროექტების ხაზებით, ხოლო მეორე ეტაპზე – 500 კვ ეგხ „ჯვარი- წყალტუბო-ახალციხე”-თი, რომელიც წარმოადგენს საქართველოს გადამცემი ქსელის განვითარების ყველაზე აუცილებელ და სტრატეგიულ პროექტს.
გადამცემი ქსელის გასაძლიერებლად გათვალისწინებული ინვესტიციები, რომელიც შეესაბამება ქსელის განვითარების არსებულ გეგმას, უნდა მოიცავდეს ყველა წარმოდგენილ ვარიანტს და ითვალისწინებდეს ახალი ელემენტის ქსელში ჩართვის ვადებს.
გადამცემ ქსელში ასაშენებელი პროექტები დაყოფილი იქნა სამ ნაწილად:

1. სატრანზიტო მნიშვნელობის პროექტები, ანუ პროექტები რომლებიც ახდენენ გავლენას საქართველოს ენერგოსისტემასა და მეზობელ სისტემებს შორის სიმძლავრის ტრანზიტის სიდიდესა და საიმედოობაზე; ასეთებია საქართველოს გადამცემი სისტემის ყველა შიდა 500 კვ ეგხ-ის და ყველა 500/400/330/220/154 კვ ტრანსსასაზღვრო ეგხ-ის შემცველი პროექტები.
2. სასისტემო მნიშვნელობის პროექტები. მათ მიეკუთვნება ისეთი პროექტები, რომლებიც აკავშირებენ გადამცემი ქსელის ორ ან მეტ კვანძს (ქმნიან შეკრულ კონტურს), გავლენას ახდენენ ერთი რეგიონიდან მეორე რეგიონისკენ სიმძლავრის ტრანზიტის სიდიდეზე.
3. ლოკალური, ჩიხური 220 ,110 კვ და უფრო დაბალი ნომინალური ძაბვის ეგხ- ების შემცველი პროექტები.
გადამცემი ქსელის განვითარება უშუალოდ დაფუძნებულია მხოლოდ სატრანზიტო მნიშვნელობის და სასისტემო მნიშვნელობის პროექტებზე. სწორედ ასეთი დანიშნულების 9 პროექტი იქნა გამოვლენილი.

გადამცემი ქსელის 2015-2025 წლების 9 პროექტის შეფასება მოხდა CBA მეთოდოლოგიით, რომლითაც გაანალიზებული იქნა თითოეული პროექტის მიერ მოსატანი სარგებელი, მისთვის გასაწევი ხარჯები (ინვესტიციები) და გარემოზე ზემოქმედება.

ამისათვის გაანალიზებულ იქნა რამდენიმე ფაქტორი და შედეგად სტრატეგიის მიხედვით, პროექტების 45%, ზრდის ქსელის გამტარუნარიანობას 700 მგვტ-ით და მეტად, 35% – 50-დან 350 მგვტ-მდე.
პროექტების 40% უზრუნველყოფს 200 მგვტ-ზე მეტი სიმძლავრის ჰესების ქსელში ინტეგრაციას, 20% – 100-დან 200 მგვტ-მდე, ხოლო 10% 50-100 მგვტ-მდე;
პროექტების 30% ქსელში დანაკარგებს (2022 წლის ზაფხულის მაქსიმუმის რეჟიმის მონაცემებით) ამცირებს 7 მგვტ-ზე მეტად, ხოლო 10% – 1-დან 5 მგვტ-მდე;
პროექტების 50%-ის საპროგნოზო შემოსავალი იქნება წელიწადში 3 მლნ ევროზე მეტი, ამასთან ისინი უზრუნველყოფენ ჰესების ქსელში ინტეგრირებას, პროექტების 40%-ის შემოსავალი იქნება 3 მლნ ევრო ან მეტი, ხოლო პროექტების 10%-ის შემოსავალი იქნება 3 მლნ ევროზე ნაკლები, მაგრამ ისინი უზრუნველყოფენ ჰესების ინტეგრაციას.
პროექტების 100% უზრუნველყოფს მიმდებარე ქსელის საიმედოობის ამაღლებას;
პროექტების 30% კრიტიკულად ამაღლებს მთლიანად გადამცემი ქსელის საიმედოობას, ხოლო 70%-ს მნიშვნელოვანი გავლენა აქვს საიმედოობის ამაღლებაზე.
პროექტების 10%-ის ღირებულებაა 100-დან 200 მლნ ევრომდე, პროექტების 40%- ის ღირებულება იცვლება 50-100 მლნ ევრო ფარგლებში, ხოლო 10%-ის ღირებულება ნაკლებია 50 მლნ ევროზე.
CBA მეთოდოლოგიით შეფასების თანახმად, ყველაზე მაღალი რეიტინგის (და საჭიროების) პროექტებია „ჯვარი-წყალტუბო-ახალციხე”, რომელიც ახდენს 1100 მგვტ-ზე მეტი ჰესების ინტეგრაციას, ზრდის ქსელის გამტარუნარიანობას და „ქსანი-ყაზბეგი-მოზდოკი”, რომელიც აძლიერებს რუსეთთან პარალელური მუშაობის საიმედოობას, ამაღლებს საქართველოს ქსელის მდგრადობას და ახდენს 200 მგვტ-მდე სიმძლავრის ჰესების ინტეგრაციას.
პროექტების განხორციელების შედეგად, საქართველოს გადამცემი ქსელის 500/400/330/220/110 კვ ავტოტრანსფორმატორების დადგმული სიმძლავრე გაიზრდება დაახლოებით 5000 მგვა-ით, 500/400/330/220 კვ ელექტროგადამცემი ხაზების სიგრძე – 1700 კმ-ით, საქართველოს სატრანზიტო ჰაბის ფუნქციის შესრულებას და 1000 მგვტ-ზე მეტი სიმძლავრის მიმოცვლას როგორც აღმოსავლეთსა და დასავლეთს ასევე ჩრდილოეთსა და სამხრეთს შორის, დამატებით 4000 მგვტ-ზე მეტი სიმძლავრის ჰესების ქსელში ინტეგრაციას რისთვისაც საჭირო საპროგნოზო ინვესტიცია იქნება 575-750 მლნ ევრო.
2014-2017 წლებში საჭიროა 500 კვ ეგხ „იმერეთის”, 500 კვ ეგხ „კავკასიონის”, ენგურჰესის აგრეგატის ან 9-ე ბლოკის გამორთვის შემთხვევაში ავარიის საწინააღმდეგო ავტომატიკის ჩარევა და შესაბამისი მომხმარებლების და/ან გენერაციის შეზღუდვა;
2022-2025 წლებში კი მდგრადობა შენარჩუნებულია ბუნებრივად ნებისმიერ შემთხვევაში, გარდა 500 კვ ეგხ-ების „ქართლი-2″-ის ან „ვარძიას” გამორთვისას, როცა შესაძლოა ავარიის საწინააღმდეგო ავტომატიკის ჩარევა შემოიფარგლოს მხოლოდ აზერბაიჯანში ექსპორტის შეზღუდვით (შიგა მომხმარებლების გათიშვის გარეშე).
ამასთან 2018-2025 წლებში ავარიის საწინააღმდეგო ავტომატიკის ჩარევა არ იქნება საჭირო, თუკი ჩრდილო კავკასია შეძლებს ამ ხაზების გამორთვით გამოწვეული ნაკადების გატარებას.
2022-2025 წლებისთვის მნიშვნელოვნად გაძლიერდება საქართველოს ენერგოსისტემის კავშირის ხაზები მეზობელ ენერგოსისტემებთან; თურქეთთან მიმოცვლის შესაძლებლობა გაიზრდება 1400 მგვტ-მდე, რუსეთთან 1700 მგვტ-მდე, სომხეთთან 700 მგვტ-მდე.
ელექტროენერგიის მიმოცვლა ხორციელდება: საქართველოდან რუსეთში, თურქეთში, აზერბაიჯანში, სომხეთში და პირიქით; ასევე რუსეთიდან თურქეთში, აზერბაიჯანიდან თურქეთში; ამ ამოცანათა შესრულებას ემსახურება საქართველოს ელექტროსისტემის სატრანზიტო გადამცემი ხაზები, თუმცა მათი გამტარუნარიანობა შეზღუდულია ქვეყნის ენერგოსისტემის მუშაობის დასაშვები სარეჟიმო პარამეტრებიდან გამომდინარე.