„საქართველოს ენერგეტიკულ სექტორში სახელმწიფო პოლიტიკის ძირითადი მიმართულებების“ თაობაზე

„საქართველოს ენერგეტიკულ სექტორში სახელმწიფო პოლიტიკის ძირითადი მიმართულებების“ თაობაზე /* Font Definitions */ @font-face {font-family:Helvetica; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Courier; panose-1:2 7 4 9 2 2 5 2 4 4;} @font-face {font-family:"Tms Rmn"; panose-1:2 2 6 3 4 5 5 2 3 4;} @font-face {font-family:Helv; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 3 2 4;} @font-face {font-family:"New York"; panose-1:2 4 5 3 6 5 6 2 3 4;} @font-face {font-family:System; panose-1:0 0 0 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:Wingdings; panose-1:5 0 0 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"MS Mincho"; panose-1:2 2 6 9 4 2 5 8 3 4;} @font-face {font-family:Batang; panose-1:2 3 6 0 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:SimSun; panose-1:2 1 6 0 3 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:PMingLiU; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"MS Gothic"; panose-1:2 11 6 9 7 2 5 8 2 4;} @font-face {font-family:Dotum; panose-1:2 11 6 0 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:SimHei; panose-1:2 1 6 9 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:MingLiU; panose-1:2 2 5 9 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:Mincho; panose-1:2 2 6 9 4 3 5 8 3 5;} @font-face {font-family:Gulim; panose-1:2 11 6 0 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:Century; panose-1:2 4 6 4 5 5 5 2 3 4;} @font-face {font-family:"Angsana New"; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:"Cordia New"; panose-1:2 11 3 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Mangal; panose-1:2 4 5 3 5 2 3 3 2 2;} @font-face {font-family:Latha; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Sylfaen; panose-1:1 10 5 2 5 3 6 3 3 3;} @font-face {font-family:Vrinda; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:Raavi; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:Shruti; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:Sendnya; panose-1:0 0 4 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:Gautami; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:Tunga; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Estrangelo Edessa"; panose-1:3 8 6 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Cambria Math"; panose-1:2 4 5 3 5 4 6 3 2 4;} @font-face {font-family:"Arial Unicode MS"; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Cambria; panose-1:2 4 5 3 5 4 6 3 2 4;} @font-face {font-family:Calibri; panose-1:2 15 5 2 2 2 4 3 2 4;} @font-face {font-family:Tahoma; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:LitNusx_LB;} @font-face {font-family:"SPLiteraturuly MT";} @font-face {font-family:SPLiteraturuly;} @font-face {font-family:SPGrotesk;} @font-face {font-family:Geo_dumM;} @font-face {font-family:SPAcademi;} @font-face {font-family:SPDumbadze;} @font-face {font-family:Marlett; panose-1:0 0 0 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"\@Batang"; panose-1:2 3 6 0 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:BatangChe; panose-1:2 3 6 9 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@BatangChe"; panose-1:2 3 6 9 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:Gungsuh; panose-1:2 3 6 0 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@Gungsuh"; panose-1:2 3 6 0 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:GungsuhChe; panose-1:2 3 6 9 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@GungsuhChe"; panose-1:2 3 6 9 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:DaunPenh; panose-1:1 1 1 1 1 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:DokChampa; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Euphemia; panose-1:2 11 5 3 4 1 2 2 1 4;} @font-face {font-family:Vani; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"\@Gulim"; panose-1:2 11 6 0 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:GulimChe; panose-1:2 11 6 9 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@GulimChe"; panose-1:2 11 6 9 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@Dotum"; panose-1:2 11 6 0 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:DotumChe; panose-1:2 11 6 9 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@DotumChe"; panose-1:2 11 6 9 0 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:Impact; panose-1:2 11 8 6 3 9 2 5 2 4;} @font-face {font-family:"Iskoola Pota"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:Kalinga; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:Kartika; panose-1:2 2 5 3 3 4 4 6 2 3;} @font-face {font-family:"Khmer UI"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Lao UI"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Lucida Console"; panose-1:2 11 6 9 4 5 4 2 2 4;} @font-face {font-family:"Malgun Gothic"; panose-1:2 11 5 3 2 0 0 2 0 4;} @font-face {font-family:"\@Malgun Gothic"; panose-1:2 11 5 3 2 0 0 2 0 4;} @font-face {font-family:Meiryo; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:"\@Meiryo"; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:"Meiryo UI"; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:"\@Meiryo UI"; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:"Microsoft Himalaya"; panose-1:1 1 1 0 1 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"Microsoft JhengHei"; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:"\@Microsoft JhengHei"; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:"Microsoft YaHei"; panose-1:2 11 5 3 2 2 4 2 2 4;} @font-face {font-family:"\@Microsoft YaHei"; panose-1:2 11 5 3 2 2 4 2 2 4;} @font-face {font-family:"\@MingLiU"; panose-1:2 2 5 9 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"\@PMingLiU"; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:MingLiU_HKSCS; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"\@MingLiU_HKSCS"; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:MingLiU-ExtB; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"\@MingLiU-ExtB"; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:PMingLiU-ExtB; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"\@PMingLiU-ExtB"; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:MingLiU_HKSCS-ExtB; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"\@MingLiU_HKSCS-ExtB"; panose-1:2 2 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Mongolian Baiti"; panose-1:3 0 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"\@MS Gothic"; panose-1:2 11 6 9 7 2 5 8 2 4;} @font-face {font-family:"MS PGothic"; panose-1:2 11 6 0 7 2 5 8 2 4;} @font-face {font-family:"\@MS PGothic"; panose-1:2 11 6 0 7 2 5 8 2 4;} @font-face {font-family:"MS UI Gothic"; panose-1:2 11 6 0 7 2 5 8 2 4;} @font-face {font-family:"\@MS UI Gothic"; panose-1:2 11 6 0 7 2 5 8 2 4;} @font-face {font-family:"\@MS Mincho"; panose-1:2 2 6 9 4 2 5 8 3 4;} @font-face {font-family:"MS PMincho"; panose-1:2 2 6 0 4 2 5 8 3 4;} @font-face {font-family:"\@MS PMincho"; panose-1:2 2 6 0 4 2 5 8 3 4;} @font-face {font-family:"MV Boli"; panose-1:2 0 5 0 3 2 0 9 0 0;} @font-face {font-family:"Microsoft New Tai Lue"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:Nyala; panose-1:2 0 5 4 7 3 0 2 0 3;} @font-face {font-family:"Microsoft PhagsPa"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Plantagenet Cherokee"; panose-1:2 2 6 2 7 1 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Segoe Script"; panose-1:2 11 5 4 2 0 0 0 0 3;} @font-face {font-family:"Segoe UI"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Segoe UI Semibold"; panose-1:2 11 7 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Segoe UI Light"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Segoe UI Symbol"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"\@SimSun"; panose-1:2 1 6 0 3 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:NSimSun; panose-1:2 1 6 9 3 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@NSimSun"; panose-1:2 1 6 9 3 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:SimSun-ExtB; panose-1:2 1 6 9 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@SimSun-ExtB"; panose-1:2 1 6 9 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"Microsoft Tai Le"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Shonar Bangla"; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Microsoft Yi Baiti"; panose-1:3 0 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Microsoft Sans Serif"; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Aparajita; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Ebrima; panose-1:2 0 0 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:Gisha; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:Kokila; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Leelawadee; panose-1:2 11 5 2 4 2 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Microsoft Uighur"; panose-1:2 0 0 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:MoolBoran; panose-1:2 11 1 0 1 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:Utsaah; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Vijaya; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Andalus; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:"Arabic Typesetting"; panose-1:3 2 4 2 4 4 6 3 2 3;} @font-face {font-family:"Simplified Arabic"; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:"Simplified Arabic Fixed"; panose-1:2 7 3 9 2 2 5 2 4 4;} @font-face {font-family:"Sakkal Majalla"; panose-1:2 0 0 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Traditional Arabic"; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:Aharoni; panose-1:2 1 8 3 2 1 4 3 2 3;} @font-face {font-family:David; panose-1:2 14 5 2 6 4 1 1 1 1;} @font-face {font-family:FrankRuehl; panose-1:2 14 5 3 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"Levenim MT"; panose-1:2 1 5 2 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:Miriam; panose-1:2 11 5 2 5 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"Miriam Fixed"; panose-1:2 11 5 9 5 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:Narkisim; panose-1:2 14 5 2 5 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:Rod; panose-1:2 3 5 9 5 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:FangSong; panose-1:2 1 6 9 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@FangSong"; panose-1:2 1 6 9 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@SimHei"; panose-1:2 1 6 9 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:KaiTi; panose-1:2 1 6 9 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"\@KaiTi"; panose-1:2 1 6 9 6 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:AngsanaUPC; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:"Browallia New"; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:BrowalliaUPC; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:CordiaUPC; panose-1:2 11 3 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:DilleniaUPC; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:EucrosiaUPC; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:FreesiaUPC; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:IrisUPC; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:JasmineUPC; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:KodchiangUPC; panose-1:2 2 6 3 5 4 5 2 3 4;} @font-face {font-family:LilyUPC; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:DFKai-SB; panose-1:3 0 5 9 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"\@DFKai-SB"; panose-1:3 0 5 9 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Lucida Sans Unicode"; panose-1:2 11 6 2 3 5 4 2 2 4;} @font-face {font-family:"Arial Black"; panose-1:2 11 10 4 2 1 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Candara; panose-1:2 14 5 2 3 3 3 2 2 4;} @font-face {font-family:"Comic Sans MS"; panose-1:3 15 7 2 3 3 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Consolas; panose-1:2 11 6 9 2 2 4 3 2 4;} @font-face {font-family:Constantia; panose-1:2 3 6 2 5 3 6 3 3 3;} @font-face {font-family:Corbel; panose-1:2 11 5 3 2 2 4 2 2 4;} @font-face {font-family:"Franklin Gothic Medium"; panose-1:2 11 6 3 2 1 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Gabriola; panose-1:4 4 6 5 5 16 2 2 13 2;} @font-face {font-family:Georgia; panose-1:2 4 5 2 5 4 5 2 3 3;} @font-face {font-family:"Palatino Linotype"; panose-1:2 4 5 2 5 5 5 3 3 4;} @font-face {font-family:"Segoe Print"; panose-1:2 0 6 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Trebuchet MS"; panose-1:2 11 6 3 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Verdana; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:Webdings; panose-1:5 3 1 2 1 5 9 6 7 3;} @font-face {font-family:"MT Extra"; panose-1:5 5 1 2 1 2 5 2 2 2;} @font-face {font-family:Haettenschweiler; panose-1:2 11 7 6 4 9 2 6 2 4;} @font-face {font-family:"MS Outlook"; panose-1:5 1 1 0 1 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Book Antiqua"; panose-1:2 4 6 2 5 3 5 3 3 4;} @font-face {font-family:"Century Gothic"; panose-1:2 11 5 2 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:"Bookshelf Symbol 7"; panose-1:5 1 1 1 1 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"MS Reference Sans Serif"; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} @font-face {font-family:"MS Reference Specialty"; panose-1:5 0 5 0 0 0 0 0 0 0;} @font-face {font-family:"Bradley Hand ITC"; panose-1:3 7 4 2 5 3 2 3 2 3;} @font-face {font-family:"Freestyle Script"; panose-1:3 8 4 2 3 2 5 11 4 4;} @font-face {font-family:"French Script MT"; panose-1:3 2 4 2 4 6 7 4 6 5;} @font-face {font-family:"Juice ITC"; panose-1:4 4 4 3 4 10 2 2 2 2;} @font-face {font-family:"Kristen ITC"; panose-1:3 5 5 2 4 2 2 3 2 2;} @font-face {font-family:"Lucida Handwriting"; panose-1:3 1 1 1 1 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:Mistral; panose-1:3 9 7 2 3 4 7 2 4 3;} @font-face {font-family:Papyrus; panose-1:3 7 5 2 6 5 2 3 2 5;} @font-face {font-family:Pristina; panose-1:3 6 4 2 4 4 6 8 2 4;} @font-face {font-family:"Tempus Sans ITC"; panose-1:4 2 4 4 3 13 7 2 2 2;} @font-face {font-family:"Arial Narrow"; panose-1:2 11 6 6 2 2 2 3 2 4;} @font-face {font-family:Garamond; panose-1:2 2 4 4 3 3 1 1 8 3;} @font-face {font-family:"Monotype Corsiva"; panose-1:3 1 1 1 1 2 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"Agency FB"; panose-1:2 11 5 3 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:"Arial Rounded MT Bold"; panose-1:2 15 7 4 3 5 4 3 2 4;} @font-face {font-family:"Blackadder ITC"; panose-1:4 2 5 5 5 16 7 2 13 2;} @font-face {font-family:"Bodoni MT"; panose-1:2 7 6 3 8 6 6 2 2 3;} @font-face {font-family:"Bodoni MT Black"; panose-1:2 7 10 3 8 6 6 2 2 3;} @font-face {font-family:"Bodoni MT Condensed"; panose-1:2 7 6 6 8 6 6 2 2 3;} @font-face {font-family:"Bookman Old Style"; panose-1:2 5 6 4 5 5 5 2 2 4;} @font-face {font-family:"Calisto MT"; panose-1:2 4 6 3 5 5 5 3 3 4;} @font-face {font-family:Castellar; panose-1:2 10 4 2 6 4 6 1 3 1;} @font-face {font-family:"Century Schoolbook"; panose-1:2 4 6 4 5 5 5 2 3 4;} @font-face {font-family:"Copperplate Gothic Bold"; panose-1:2 14 7 5 2 2 6 2 4 4;} @font-face {font-family:"Copperplate Gothic Light"; panose-1:2 14 5 7 2 2 6 2 4 4;} @font-face {font-family:"Curlz MT"; panose-1:4 4 4 4 5 7 2 2 2 2;} @font-face {font-family:"Edwardian Script ITC"; panose-1:3 3 3 2 4 7 7 13 8 4;} @font-face {font-family:Elephant; panose-1:2 2 9 4 9 5 5 2 3 3;} @font-face {font-family:"Engravers MT"; panose-1:2 9 7 7 8 5 5 2 3 4;} @font-face {font-family:"Eras Bold ITC"; panose-1:2 11 9 7 3 5 4 2 2 4;} @font-face {font-family:"Eras Demi ITC"; panose-1:2 11 8 5 3 5 4 2 8 4;} @font-face {font-family:"Eras Light ITC"; panose-1:2 11 4 2 3 5 4 2 8 4;} @font-face {font-family:"Eras Medium ITC"; panose-1:2 11 6 2 3 5 4 2 8 4;} @font-face {font-family:"Felix Titling"; panose-1:4 6 5 5 6 2 2 2 10 4;} @font-face {font-family:Forte; panose-1:3 6 9 2 4 5 2 7 2 3;} @font-face {font-family:"Franklin Gothic Book"; panose-1:2 11 5 3 2 1 2 2 2 4;} @font-face {font-family:"Franklin Gothic Demi"; panose-1:2 11 7 3 2 1 2 2 2 4;} @font-face {font-family:"Franklin Gothic Demi Cond"; panose-1:2 11 7 6 3 4 2 2 2 4;} @font-face {font-family:"Franklin Gothic Heavy"; panose-1:2 11 9 3 2 1 2 2 2 4;} @font-face {font-family:"Franklin Gothic Medium Cond"; panose-1:2 11 6 6 3 4 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Gigi; panose-1:4 4 5 4 6 16 7 2 13 2;} @font-face {font-family:"Gill Sans MT"; panose-1:2 11 5 2 2 1 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Gill Sans MT Condensed"; panose-1:2 11 5 6 2 1 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Gill Sans Ultra Bold"; panose-1:2 11 10 2 2 1 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Gill Sans Ultra Bold Condensed"; panose-1:2 11 10 6 2 1 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Gill Sans MT Ext Condensed Bold"; panose-1:2 11 9 2 2 1 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Gloucester MT Extra Condensed"; panose-1:2 3 8 8 2 6 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"Goudy Old Style"; panose-1:2 2 5 2 5 3 5 2 3 3;} @font-face {font-family:"Goudy Stout"; panose-1:2 2 9 4 7 3 11 2 4 1;} @font-face {font-family:"Imprint MT Shadow"; panose-1:4 2 6 5 6 3 3 3 2 2;} @font-face {font-family:"Lucida Sans"; panose-1:2 11 6 2 3 5 4 2 2 4;} @font-face {font-family:"Lucida Sans Typewriter"; panose-1:2 11 5 9 3 5 4 3 2 4;} @font-face {font-family:"Maiandra GD"; panose-1:2 14 5 2 3 3 8 2 2 4;} @font-face {font-family:"OCR A Extended"; panose-1:2 1 5 9 2 1 2 1 3 3;} @font-face {font-family:"Palace Script MT"; panose-1:3 3 3 2 2 6 7 12 11 5;} @font-face {font-family:Perpetua; panose-1:2 2 5 2 6 4 1 2 3 3;} @font-face {font-family:"Perpetua Titling MT"; panose-1:2 2 5 2 6 5 5 2 8 4;} @font-face {font-family:"Rage Italic"; panose-1:3 7 5 2 4 5 7 7 3 4;} @font-face {font-family:Rockwell; panose-1:2 6 6 3 2 2 5 2 4 3;} @font-face {font-family:"Rockwell Condensed"; panose-1:2 6 6 3 5 4 5 2 1 4;} @font-face {font-family:"Rockwell Extra Bold"; panose-1:2 6 9 3 4 5 5 2 4 3;} @font-face {font-family:"Script MT Bold"; panose-1:3 4 6 2 4 6 7 8 9 4;} @font-face {font-family:"Tw Cen MT"; panose-1:2 11 6 2 2 1 4 2 6 3;} @font-face {font-family:"Tw Cen MT Condensed"; panose-1:2 11 6 6 2 1 4 2 2 3;} @font-face {font-family:"Tw Cen MT Condensed Extra Bold"; panose-1:2 11 8 3 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:Algerian; panose-1:4 2 7 5 4 10 2 6 7 2;} @font-face {font-family:"Baskerville Old Face"; panose-1:2 2 6 2 8 5 5 2 3 3;} @font-face {font-family:"Bauhaus 93"; panose-1:4 3 9 5 2 11 2 2 12 2;} @font-face {font-family:"Bell MT"; panose-1:2 2 5 3 6 3 5 2 3 3;} @font-face {font-family:"Berlin Sans FB"; panose-1:2 14 6 2 2 5 2 2 3 6;} @font-face {font-family:"Berlin Sans FB Demi"; panose-1:2 14 8 2 2 5 2 2 3 6;} @font-face {font-family:"Bernard MT Condensed"; panose-1:2 5 8 6 6 9 5 2 4 4;} @font-face {font-family:"Bodoni MT Poster Compressed"; panose-1:2 7 7 6 8 6 1 5 2 4;} @font-face {font-family:"Britannic Bold"; panose-1:2 11 9 3 6 7 3 2 2 4;} @font-face {font-family:Broadway; panose-1:4 4 9 5 8 11 2 2 5 2;} @font-face {font-family:"Brush Script MT"; panose-1:3 6 8 2 4 4 6 7 3 4;} @font-face {font-family:"Californian FB"; panose-1:2 7 4 3 6 8 11 3 2 4;} @font-face {font-family:Centaur; panose-1:2 3 5 4 5 2 5 2 3 4;} @font-face {font-family:Chiller; panose-1:4 2 4 4 3 16 7 2 6 2;} @font-face {font-family:"Colonna MT"; panose-1:4 2 8 5 6 2 2 3 2 3;} @font-face {font-family:"Cooper Black"; panose-1:2 8 9 4 4 3 11 2 4 4;} @font-face {font-family:"Footlight MT Light"; panose-1:2 4 6 2 6 3 10 2 3 4;} @font-face {font-family:"Harlow Solid Italic"; panose-1:4 3 6 4 2 15 2 2 13 2;} @font-face {font-family:Harrington; panose-1:4 4 5 5 5 10 2 2 7 2;} @font-face {font-family:"High Tower Text"; panose-1:2 4 5 2 5 5 6 3 3 3;} @font-face {font-family:Jokerman; panose-1:4 9 6 5 6 13 6 2 7 2;} @font-face {font-family:"Kunstler Script"; panose-1:3 3 4 2 2 6 7 13 13 6;} @font-face {font-family:"Lucida Bright"; panose-1:2 4 6 2 5 5 5 2 3 4;} @font-face {font-family:"Lucida Calligraphy"; panose-1:3 1 1 1 1 1 1 1 1 1;} @font-face {font-family:"Lucida Fax"; panose-1:2 6 6 2 5 5 5 2 2 4;} @font-face {font-family:Magneto; panose-1:4 3 8 5 5 8 2 2 13 2;} @font-face {font-family:"Matura MT Script Capitals"; panose-1:3 2 8 2 6 6 2 7 2 2;} @font-face {font-family:"Modern No\. 20"; panose-1:2 7 7 4 7 5 5 2 3 3;} @font-face {font-family:"Niagara Engraved"; panose-1:4 2 5 2 7 7 3 3 2 2;} @font-face {font-family:"Niagara Solid"; panose-1:4 2 5 2 7 7 2 2 2 2;} @font-face {font-family:"Old English Text MT"; panose-1:3 4 9 2 4 5 8 3 8 6;} @font-face {font-family:Onyx; panose-1:4 5 6 2 8 7 2 2 2 3;} @font-face {font-family:Parchment; panose-1:3 4 6 2 4 7 8 4 8 4;} @font-face {font-family:Playbill; panose-1:4 5 6 3 10 6 2 2 2 2;} @font-face {font-family:"Poor Richard"; panose-1:2 8 5 2 5 5 5 2 7 2;} @font-face {font-family:Ravie; panose-1:4 4 8 5 5 8 9 2 6 2;} @font-face {font-family:"Informal Roman"; panose-1:3 6 4 2 3 4 6 11 2 4;} @font-face {font-family:"Showcard Gothic"; panose-1:4 2 9 4 2 1 2 2 6 4;} @font-face {font-family:"Snap ITC"; panose-1:4 4 10 7 6 10 2 2 2 2;} @font-face {font-family:Stencil; panose-1:4 4 9 5 13 8 2 2 4 4;} @font-face {font-family:"Viner Hand ITC"; panose-1:3 7 5 2 3 5 2 2 2 3;} @font-face {font-family:Vivaldi; panose-1:3 2 6 2 5 5 6 9 8 4;} @font-face {font-family:"Vladimir Script"; panose-1:3 5 4 2 4 4 7 7 3 5;} @font-face {font-family:"Wide Latin"; panose-1:2 10 10 7 5 5 5 2 4 4;} @font-face {font-family:"Wingdings 2"; panose-1:5 2 1 2 1 5 7 7 7 7;} @font-face {font-family:"Wingdings 3"; panose-1:5 4 1 2 1 8 7 7 7 7;} @font-face {font-family:"\@Arial Unicode MS"; panose-1:2 11 6 4 2 2 2 2 2 4;} @font-face {font-family:LitNusx;} @font-face {font-family:"Geo ABC";} @font-face {font-family:AcadNusx;} @font-face {font-family:"BPG Nino Mkhedruli";} @font-face {font-family:Grigolia;} @font-face {font-family:Geo_Times;} @font-face {font-family:Antiqua;} @font-face {font-family:Greek;} @font-face {font-family:ZanuriZS;} @font-face {font-family:AcadMtavr;} @font-face {font-family:Geo_Academiuri;} @font-face {font-family:SPShemokmedi;} @font-face {font-family:"SPAcademi MT";} @font-face {font-family:"SPDumbadze MT";} @font-face {font-family:Geo_Dumbadze;} @font-face {font-family:SPGrigolia;} @font-face {font-family:"MS Shell Dlg 2"; panose-1:2 11 6 4 3 5 4 4 2 4;} /* Style Definitions */ p.MsoNormal, li.MsoNormal, div.MsoNormal {margin:0in; margin-bottom:.0001pt; font-size:12.0pt; font-family:"Times New Roman","serif";} h1 {mso-style-link:"Heading 1 Char"; margin-top:.25in; margin-right:0in; margin-bottom:6.0pt; margin-left:0in; text-align:center; page-break-after:avoid; font-size:12.0pt; font-family:"SPLiteraturuly MT"; layout-grid-mode:line; font-weight:bold;} h2 {mso-style-link:"Heading 2 Char"; margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:0in; margin-left:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:center; line-height:12.0pt; page-break-after:avoid; font-size:10.0pt; font-family:SPLiteraturuly; letter-spacing:2.75pt; font-weight:normal;} h3 {mso-style-link:"Heading 3 Char"; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:center; line-height:12.0pt; page-break-after:avoid; font-size:10.0pt; font-family:"SPLiteraturuly MT"; letter-spacing:2.5pt; font-weight:bold;} h6 {margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:0in; margin-left:0in; margin-bottom:.0001pt; page-break-after:avoid; font-size:10.0pt; font-family:SPLiteraturuly; font-weight:bold;} p.MsoHeader, li.MsoHeader, div.MsoHeader {mso-style-link:"Header Char"; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; font-size:12.0pt; font-family:"Times New Roman","serif";} p.MsoFooter, li.MsoFooter, div.MsoFooter {mso-style-link:"Footer Char"; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; font-size:12.0pt; font-family:"Times New Roman","serif";} p.MsoTitle, li.MsoTitle, div.MsoTitle {mso-style-link:"Title Char"; margin-top:300.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:3.0pt; margin-left:0in; text-align:center; font-size:16.0pt; font-family:"SPGrotesk","sans-serif"; letter-spacing:3.0pt; font-weight:bold;} p.MsoPlainText, li.MsoPlainText, div.MsoPlainText {mso-style-link:"Plain Text Char"; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; font-size:10.5pt; font-family:Consolas;} p {margin:0in; margin-bottom:.0001pt; font-size:12.0pt; font-family:"Times New Roman","serif";} span.Heading1Char {mso-style-name:"Heading 1 Char"; mso-style-link:"Heading 1"; font-family:"SPLiteraturuly MT"; layout-grid-mode:line; font-weight:bold;} span.Heading2Char {mso-style-name:"Heading 2 Char"; mso-style-link:"Heading 2"; font-family:SPLiteraturuly; letter-spacing:2.75pt;} span.Heading3Char {mso-style-name:"Heading 3 Char"; mso-style-link:"Heading 3"; font-family:"SPLiteraturuly MT"; letter-spacing:2.5pt; font-weight:bold;} p.muxli, li.muxli, div.muxli {mso-style-name:muxli; margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:0in; margin-left:121.9pt; margin-bottom:.0001pt; text-indent:-121.9pt; page-break-after:avoid; font-size:12.0pt; font-family:"Geo_Dumbadze","serif"; layout-grid-mode:line; font-weight:bold;} p.stilixml, li.stilixml, div.stilixml {mso-style-name:stili_xml; mso-style-link:"stili_xml Char"; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:justify; text-indent:14.2pt; page-break-after:avoid; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif";} p.abzacixml, li.abzacixml, div.abzacixml {mso-style-name:abzaci_xml; mso-style-link:"abzaci_xml Char"; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:justify; text-indent:14.2pt; page-break-after:avoid; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif";} span.PlainTextChar {mso-style-name:"Plain Text Char"; mso-style-link:"Plain Text"; font-family:Consolas;} span.abzacixmlChar {mso-style-name:"abzaci_xml Char"; mso-style-link:abzaci_xml; font-family:"Sylfaen","serif";} span.stilixmlChar {mso-style-name:"stili_xml Char"; mso-style-link:stili_xml; font-family:"Sylfaen","serif"; layout-grid-mode:line; font-weight:bold;} p.Sataurixml, li.Sataurixml, div.Sataurixml {mso-style-name:Satauri_xml; margin-top:24.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:3.0pt; margin-left:0in; text-align:center; page-break-after:avoid; border:none; padding:0in; font-size:13.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; letter-spacing:3.0pt; font-weight:bold;} span.TitleChar {mso-style-name:"Title Char"; mso-style-link:Title; font-family:"SPGrotesk","sans-serif"; letter-spacing:3.0pt; font-weight:bold;} p.tarigi, li.tarigi, div.tarigi {mso-style-name:tarigi; margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:0in; margin-left:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:center; page-break-after:avoid; border:none; padding:0in; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; letter-spacing:3.0pt; font-weight:bold;} p.sataruri2xml, li.sataruri2xml, div.sataruri2xml {mso-style-name:sataruri2_xml; margin-top:0in; margin-right:0in; margin-bottom:6.0pt; margin-left:0in; text-align:center; text-indent:14.2pt; page-break-after:avoid; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.muxlixml, li.muxlixml, div.muxlixml {mso-style-name:muxli_xml; margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:0in; margin-left:42.5pt; margin-bottom:.0001pt; text-indent:-42.5pt; line-height:12.0pt; page-break-after:avoid; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.Style1, li.Style1, div.Style1 {mso-style-name:Style1; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:justify; font-size:10.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-style:italic;} p.MyPetit, li.MyPetit, div.MyPetit {mso-style-name:MyPetit; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; font-size:10.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-style:italic;} p.RedStyle, li.RedStyle, div.RedStyle {mso-style-name:RedStyle; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:justify; text-indent:14.15pt; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; color:red;} p.petiti, li.petiti, div.petiti {mso-style-name:petiti; margin-top:6.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:0in; margin-left:14.2pt; margin-bottom:.0001pt; text-align:justify; font-size:8.5pt; font-family:SPLiteraturuly; layout-grid-mode:line; font-style:italic;} p.petitixml, li.petitixml, div.petitixml {mso-style-name:petiti_xml; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:justify; text-indent:14.15pt; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif";} p.Normal, li.Normal, div.Normal {mso-style-name:"\[Normal\]"; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; font-size:12.0pt; font-family:"Arial","sans-serif";} p.sataurixml0, li.sataurixml0, div.sataurixml0 {mso-style-name:satauri_xml; margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:6.0pt; margin-left:0in; text-align:center; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.mimgebixml, li.mimgebixml, div.mimgebixml {mso-style-name:mimgebi_xml; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:center; font-size:14.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.sulcvlilebaxml, li.sulcvlilebaxml, div.sulcvlilebaxml {mso-style-name:sul_cvlileba_xml; margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:6.0pt; margin-left:0in; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.zogadinacilixml, li.zogadinacilixml, div.zogadinacilixml {mso-style-name:zogadi_nacili_xml; margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:0in; margin-left:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:center; text-indent:-42.5pt; line-height:12.0pt; page-break-after:avoid; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.gansakutrebulinacilixml, li.gansakutrebulinacilixml, div.gansakutrebulinacilixml {mso-style-name:gansakutrebuli_nacili_xml; margin-top:12.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:0in; margin-left:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:center; text-indent:-42.5pt; page-break-after:avoid; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.tarigixml, li.tarigixml, div.tarigixml {mso-style-name:tarigi_xml; margin-top:6.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:6.0pt; margin-left:0in; text-align:center; text-indent:14.2pt; font-size:8.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.satauri2, li.satauri2, div.satauri2 {mso-style-name:satauri2; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; text-align:center; font-size:11.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.danartixml, li.danartixml, div.danartixml {mso-style-name:danarti_xml; margin-top:6.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:6.0pt; margin-left:0in; text-align:right; text-indent:14.2pt; font-size:10.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.khelmoceraxml, li.khelmoceraxml, div.khelmoceraxml {mso-style-name:khelmocera_xml; margin-top:6.0pt; margin-right:0in; margin-bottom:6.0pt; margin-left:0in; font-size:8.0pt; font-family:"Sylfaen","serif"; font-weight:bold;} p.ckhrilixml, li.ckhrilixml, div.ckhrilixml {mso-style-name:ckhrili_xml; margin:0in; margin-bottom:.0001pt; font-size:9.0pt; font-family:"Sylfaen","serif";} span.HeaderChar {mso-style-name:"Header Char"; mso-style-link:Header;} span.FooterChar {mso-style-name:"Footer Char"; mso-style-link:Footer;} span.msoIns {mso-style-name:""; text-decoration:underline; color:teal;} span.msoDel {mso-style-name:""; text-decoration:line-through; color:red;} /* Page Definitions */ @page Section1 {size:595.35pt 842.0pt; margin:.5in 43.7pt .5in 46.75pt;} div.Section1 {page:Section1;} /* List Definitions */ ol {margin-bottom:0in;} ul {margin-bottom:0in;} საქართველოს პარლამენტის დადგენილება „საქართველოს ენერგეტიკულ სექტორში სახელმწიფო პოლიტიკის ძირითადი მიმართულებების“ თაობაზე „ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის შესახებ“ საქართველოს 1997 წლის 27 ივნისის კანონის მე-3 მუხლის პირველი პუნქტის, „ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის შესახებ“ საქართველოს კანონში ცვლილებებისა და დამატებების შეტანის თაობაზე“ საქართველოს 2005 წლის 27 დეკემბრის №2537 კანონის მე-2 მუხლის პირველი პუნქტის „ა“ ქვეპუნქტისა და „საქართველოს ენერგეტიკულ სექტორში სახელმწიფო პოლიტიკის ძირითადი მიმართულებების“ განხილვის დროებითი პროცედურის განსაზღვრის თაობაზე“ საქართველოს პარლამენტის 2006 წლის 7 ივნისის №3190-1ს დადგენილების მე-6 პუნქტის შესაბამისად, საქართველოს პარლამენტი ადგენს: 1. დამტკიცდეს „საქართველოს ენერგეტიკულ სექტორში სახელმწიფო პოლიტიკის ძირითადი მიმართულებები“. 2. ეს დადგენილება ამოქმედდეს გამოქვეყნებისთანავე. საქართველოს პარლამენტის თავმჯდომარის მოადგილე  მ. მაჭავარიანი თბილისი, 2006 წლის 9 ივნისი. №3259 – Iს საქართველოს ენერგეტიკულ სექტორში   ს ა ხ ე ლ მ წ ი ფ ო  პ ო ლ ი ტ ი კ ი ს  ძირითადი მიმართულებები I. ძირითადი ამოცანები საქართველოს ენერგეტიკულ სექტორში გატარებული პოლიტიკის უმთავრესი ამოცანაა ქვეყანაში არსებული ენერგეტიკული რესურსების მაქსიმალური ათვისებისა და იმპორტირებული ენერგომატარებლების მოწოდების წყაროების დივერსიფიკაციის ხარჯზე მრეწველობის დარგებისა და საყოფაცხოვრებო-კომუნალური სფეროს ენერგეტიკულ რესურსებზე მოთხოვნის სრული დაკმაყოფილება, სექტორის ეკონომიკური დამოუკიდებლობისა და მდგრადობის მიღწევა, უსაფრთხოების (ტექნიკური, ეკონომიკური და პოლიტიკური ფაქტორები) უზრუნველყოფა. საქართველოს ელექტროენერგეტიკულ სექტორში გრძელვადიანი პოლიტიკის უმთავრესი ამოცანა საკუთარი ჰიდრორესურსებით ელექტროენერგიაზე ქვეყანაში არსებული მოთხოვნის სრული დაკმაყოფილებაა: ეტაპობრივად, ჯერ იმპორტის, შემდეგ კი – თბოგენერაციის ჩანაცვლებით. ამ ამოცანის გადაწყვეტამდე თბოელექტროსადგურების ინფრასტრუქტურის რეაბილიტაციამ, ენერგობლოკების თანამედროვე აირტურბინული კომბინირებული ციკლის ტექნოლოგიებით აღჭურვამ უნდა შექმნას ბაზისური სიმძლავრის მყარი და საიმედო საფუძველი. ენერგეტიკული უსაფრთხოების უზრუნველყოფა, უპირველეს ყოვლისა, მიზნად ისახავს რამდენიმე ამოცანის პარალელურად გადაწყვეტას, კერძოდ: ა) უნდა მოხდეს სექტორში ტექნოლოგიურად მოძველებული და ფიზიკურად გაცვეთილი ტექნიკური ბაზის სრული გადაიარაღება; ბ) უნდა განხორციელდეს ახალი ელექტროსადგურების, ელექტროენერგიისა და ბუნებრივი გაზის გადაცემის ინფრასტრუქტურის მშენებლობა; გ) მიღწეულ უნდა იქნეს იმპორტირებული ენერგომატარებლების (ბუნებრივი გაზი, ნავთობი, ელექტროენერგია) დივერსიფიკაცია; დ) უნდა ჩამოყალიბდეს სექტორის კომერციულად მომგებიანი ეკონომიკური მოდელი. ქვეყნის მდიდარი ჰიდრორესურსების ეფექტიანად ათვისება საქართველოს ენერგეტიკული სექტორის განვითარების მთავარი მიმართულება უნდა გახდეს. ამასთანავე, ჰიდროენერგეტიკული კომპლექსების მშენებლობა უნდა წარიმართოს ყველა შესაძლო მიმართულებით – როგორც მცირე და საშუალო ჰიდროელექტროსადგურების, ისე მძლავრი კომპლექსების მშენებლობით. საქართველოს ბუნებრივი პირობები საშუალებას იძლევა, მნიშვნელოვნად იქნეს განვითარებული ალტერნატიული ენერგიის წყაროები. საქართველოს გეოგრაფიული მდებარეობიდან გამომდინარე, ქვეყნის ენერგეტიკული კომპლექსი ეფექტიანად უნდა ჩაერთოს რეგიონში ენერგომატარებლების იმპორტ-ექსპორტისა და ტრანზიტის ოპერაციებში. ამისათვის უნდა განხორციელდეს მეზობელი სახელმწიფოების ენერგეტიკულ სისტემებთან დამაკავშირებელი ინფრასტრუქტურის რეაბილიტაცია და ახალი ელექტროგადამცემი ხაზების, ქვესადგურებისა და ბუნებრივი გაზის მილსადენების მშენებლობა. საქართველო ენერგეტიკული რესურსების იმპორტიორი ქვეყნიდან თანდათანობით უნდა იქცეს მაღალი ტექნიკურ-ეკონომიკური მახასიათებლების მქონე, მდგრადი, კონკურენტუნარიანი და მოქნილი, დამოუკიდებელი ენერგეტიკული შესაძლებლობების სახელმწიფოდ. საქართველოს ენერგეტიკული სექტორის სტრატეგიულ ინტერესს წარმოადგენს ევროპისა და აზიის დამაკავშირებელი აღმოსავლეთ-დასავლეთისა და ჩრდილოეთ-სამხრეთის ენერგეტიკული და ენერგოსატრანსპორტო ინფრასტრუქტურის განვითარება. ენერგეტიკული სექტორის კომერციალიზაციისა და ეკონომიკური მდგომარეობის გაჯანსაღების აუცილებლობიდან გამომდინარე, ახალი ინვესტიციების მოზიდვისა და კონკურენციის განვითარების მიზნით, პრივატიზებას უნდა დაექვემდებაროს ელექტროენერგიისა და ბუნებრივი გაზის დისტრიბუციის კომპანიები და ელექტროსადგურები. ენერგეტიკულ სექტორში გასატარებელი სახელმწიფო პოლიტიკის ერთ-ერთი ძირითადი ამოცანა უნდა იყოს ადგილობრივი თუ უცხოური კომპანიების საქმიანობის მაქსიმალური ხელშეწყობა და ბიუროკრატიული მექანიზმებისა და პროცედურების მინიმუმამდე შემცირება. ზემოაღნიშნულიდან გამომდინარე, პირველ რიგში განსახორციელებელი ღონისძიებაა ენერგეტიკულ სექტორში ყველა სახის ლიცენზიებისა და ნებართვების ოპტიმიზაცია და მათი გაცემის გამარტივება. ენერგეტიკულ სექტორში ახალი საბაზრო ურთიერთობების ჩამოყალიბების აუცილებლობიდან გამომდინარე, უნდა განხორციელდეს ელექტროენერგეტიკული ბაზრის ეტაპობრივი ლიბერალიზაცია, დერეგულირება; ასევე უნდა დაინერგოს ბაზრის ახალი მოდელი, რომელიც უზრუნველყოფს სექტორში ფუნქციონირებად სუბიექტებს შორის უფლება-მოვალეობებისა და პასუხისმგებლობების მკაფიოდ გამიჯვნას, რაც ელექტროენერგიის ბაზარზე ელექტროენერგიის საბითუმო გამყიდველებსა და მყიდველებს შორის პირდაპირი ხელშეკრულებების გაფორმების სისტემაზე გადასვლით მიიღწევა. II. პოლიტიკის მიმართულებები საქართველოს საკანონმდებლო და აღმასრულებელი ხელისუფლებები, ენერგეტიკის მარეგულირებელი და ნავთობისა და გაზის რესურსების მარეგულირებელი ეროვნული კომისიები – შესაბამისად კანონშემოქმედითი საქმიანობით, ნორმატიული აქტებით, სახელმწიფო პროგრამებისა და საბიუჯეტო პროექტების განხორციელებით, საერთაშორისო ურთიერთობებში მონაწილეობით, პრივატიზაციით და საქართველოს კანონმდებლობით გათვალისწინებული სხვა ქმედებებით უზრუნველყოფენ შემდეგი მიმართულებების ხელშეწყობას: 1. ენერგიის ეფექტიანად გამოყენება 1. სამრეწველო და საყოფაცხოვრებო სფეროებში ენერგოეფექტიანობის ამაღლება, ქვეყანაში ენერგოეფექტიანობის ამაღლების საკანონმდებლო და ინსტიტუციური ჩარჩოების ჩამოყალიბება. 2. თბომომარაგებისა და კოგენერაციული სიტემების, აგრეთვე განახლებადი ენერგიის წყაროების გამოყენებისათვის საჭირო ღონისძიებების შესწავლა და დანერგვა. 2. ენერგოუსაფრთხოება 2.1. გადაიარაღება და რეაბილიტაცია 1. უპირველეს ყოვლისა, არსებული ჰიდროელექტროსადგურების რეაბილიტაციის პროცესის დასრულება. 2. არსებული თბოსადგურების რეაბილიტაცია და თანამედროვე აირტურბინული კომბინირებული ციკლის ტექნოლოგიების გამოყენება. 3. მეზობელი ქვეყნების ენერგეტიკულ სისტემებთან არსებული კავშირების სრული რეაბილიტაცია. 4. მაღალი ძაბვის გადამცემი ქსელისა და დისპეტჩერული მართვის სისტემის რეაბილიტაცია. 5. ბუნებრივი გაზის მაგისტრალური და გამანაწილებელი ქსელის რეაბილიტაცია და გაფართოება; ბუნებრივი გაზის გამოყენების გაფართოების მაქსიმალური ხელშეწყობა, საავტომობილო ტრანსპორტის ჩათვლით. 2.2. ახალი ობიექტების მშენებლობა 1. პირველ ეტაპზე მცირე სიმძლავრის (10 მგვტ-მდე) ჰიდროელექტროსადგურების დერეგულირების უზრუნველყოფა. 2. იმპორტირებული ელექტროენერგიისა და თბოსადგურებზე გამომუშავებული ბაზისური ენერგიის წარმოების წილში მათი ეტაპობრივი ჩანაცვლება ჰიდროსადგურებზე გამომუშავებული ელექტროენერგიით და ამ მიზნით ახალი ჰიდროელექტროსადგურების მშენებლობა. 3. ალტერნატიული ენერგიის წყაროების გამოყენება იმის გათვალისწინებით, რომ ტრადიციული და ალტერნატიული ენერგიის წყაროების გამოყენება თანაბარ პირობებში მოექცევა. 4. ენერგოსისტემის მდგრადობის უზრუნველყოფის მიზნით დასავლეთ და აღმოსავლეთ საქართველოს დამაკავშირებელი მაღალი ძაბვის ელექტროგადამცემი ხაზების რეზერვირების განხორციელება და მშენებლობა. 5. მეზობელი ქვეყნების ენერგოსისტემებთან დამაკავშირებელი ახალი, მაღალი ძაბვის ელექტროგადამცემი ხაზების მშენებლობა. 6. მეზობელი ქვეყნების ენერგოსისტემებთან ტექნიკური შესაძლებლობებიდან გამომდინარე ელექტროენერგიის პარალელურ რეჟიმში მუშაობა. 7. მეზობელი ქვეყნების ბუნებრივი გაზის სისტემებთან დამაკავშირებელი მილსადენების მშენებლობა. 8. ტრანსკასპიური ენერგეტიკული დერეფნის გაფართოება. 9. ენერგომატარებლების მიწისქვეშა და მიწისზედა საცავების მოწყობა. 2.3. ადგილობრივი ენერგეტიკული რესურსების მოპოვება 1. ნავთობისა და გაზის ახალი საბადოების კვლევა-ძიება, პროგნოზული რესურსების ბაზაზე მნიშვნელოვანი რაოდენობის სამრეწველო მარაგების მომზადება და შესაბამისად მოპოვების ზრდა. 2. ნავთობისა და ბუნებრივი გაზის არსებულ საბადოებზე მარაგების დაზუსტების უზრუნველყოფა და მოპოვების ინტენსიფიკაცია. 3. ეკონომიკურად ხელსაყრელი სამთო-გეოლოგიური პირობების მქონე ნახშირის საბადოების ექსპლუატაცია, ახალი ტექნოლოგიური მიღწევების ბაზაზე ბაზისური ელექტროენერგიის წარმოების პოტენციალის კონკურენტუნარიანობის შესწავლა საშუალოვადიან პერსპექტივაში რეალიზაციის მიზნით. 2.4. სარეზერვო სიმძლავრე ქვეყნის ენერგოუსაფრთხოების უზრუნველყოფის მიზნით ელექტროენერგიის ყველა საბითუმო მყიდველი ვალდებულია იქონიოს სარეზერვო სიმძლავრე მისი მოხმარების არანაკლებ შემდეგი მოცულობებისა: ა)  2006-2009 წწ. – 10% (ადგილობრივი ან იმპორტირებული წყაროებით); ბ) 2010-2012 წწ. – 10% (მათ შორის, მინიმუმ 5% ადგილობრივი წყაროებით); გ) 2013-2015 წწ. – 10% (სრულად ადგილობრივი წყაროებით); დ) 2016-2019 წწ. – 15% (სრულად ადგილობრივი წყაროებით). 3. ელექტროენერგიის გადამცემ და გამანაწილებელ ქსელებზე „მესამე მხარის დაშვება“ 1. ელექტროენერგიის მყიდველს უფლება აქვს ელექტროენერგია შეისყიდოს ელექტროენერგიის ნებისმიერი გამყიდველისგან, თუ მისი წლიური მოხმარება შეადგენს: ა) 2006-2009 წწ. – არანაკლებ 30 მლნ კვტ.სთ; ბ) 2010-2012 წწ. – არანაკლებ 15 მლნ კვტ.სთ; გ) 2013-2016 წწ. – არანაკლებ 7,5 მლნ კვტ.სთ; დ) 2017-2018 წწ. – არანაკლებ 3 მლნ კვტ.სთ; ე) 2019-2022 წწ. – არანაკლებ 1 მლნ კვტ.სთ; ვ) 2023 წ. – 1 კვტ.სთ. 2. ელექტროენერგიის გადაცემისა და განაწილების ლიცენზიატები ვალდებული არიან უზრუნველყონ ამ მუხლის პირველი პუნქტით განსაზღვრული ელექტროენერგიის მყიდველებისთვის ელექტროენერგიის გატარება საქართველოს ენერგეტიკის მარეგულირებელი ეროვნული კომისიის მიერ დადგენილი ტარიფით. 4. აღრიცხვიანობა ელექტროენერგიისა და ბუნებრივი გაზის გამანაწილებელ კომპანიებში კომუნალური გამრიცხველიანების შემდეგ ეტაპზე ინდივიდუალური გამრიცხველიანების პროცესის სრულად განხორციელება (პირველ რიგში, მსხვილ ქალაქებში და რაიონულ ცენტრებში, შემდეგ კი – მთელი საქართველოს მასშტაბით). 5. ადგილობრივი და უცხოური ინვესტიციების მოზიდვა და პრივატიზაცია 1. ადგილობრივი და უცხოური ინვესტიციების მოზიდვის მიზნით შესაბამისი სამართლებრივი და ეკონომიკური გარემოს შექმნა, რისთვისაც საჭიროა: ა) ლიცენზიებისა და ნებართვების რაოდენობის მინიმუმამდე შემცირება, ხოლო აუცილებელი ლიცენზიების გაცემის პროცედურების მაქსიმალური გამარტივება; ბ) 2007 წლის 1 იანვრის შემდეგ ექსპლუატაციაში შეყვანილი ელექტროსადგურების დერეგულირება. 2. ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის სექტორებში პრივატიზაციის პროცესის გამჭვირვალედ ჩატარება, ისე, რომ უზრუნველყოფილ იქნეს ელექტროენერგიისა და ბუნებრივი გაზის საბოლოო მომხმარებლების სტაბილური მომარაგება. 3. პრივატიზაციის პროცესში მონაწილე მხარეების (სახელმწიფო და ინვესტორი) უფლებებისა და პასუხისმგებლობების განსაზღვრა და გამიჯვნა შესაბამისი ხელშეკრულებების საფუძველზე. 6. სექტორის ეკონომიკური მდგრადობა 6.1. ლიბერალიზაცია და დერეგულირება ელექტროენერგეტიკისა და ბუნებრივი გაზის სექტორებში კონკურენციის განვითარება და ეტაპობრივი დერეგულირება. 6.2. კომერციულ-ეკონომიკური ურთიერთობები 1. ელექტროენერგიის მწარმოებელ და ბითუმად შემსყიდველ კომპანიებს შორის პირდაპირ სახელშეკრულებო ურთიერთობებზე გადასვლა. 2. პირს ან პირთა ჯგუფს არა აქვს უფლება, ფლობდეს ელექტროენერგიის წარმოების ან განაწილების (პირდაპირი მომხმარებლებისთვის გატარებული ელექტროენერგიის გამოკლებით) მთლიანი მოცულობის 70%-ზე მეტს. 3. ენერგეტიკული სექტორის ადრე წარმოშობილი დავალიანებებისაგან განთავისუფლება. 4. ელექტროენერგიის (სიმძლავრის) ბაზრის წესების ამოქმედება. 5. ბუნებრივი გაზის ბაზრის წესების ამოქმედება. 7. სატარიფო პოლიტიკა 1. ტარიფი უნდა იცავდეს მომხმარებელს მონოპოლიური ფასებისაგან და ამავდროულად ენერგოსისტემას უნდა აძლევდეს გრძელვადიანი, მდგრადი ფინანსური და ტექნიკური განვითარების საშუალებას. ამ მიზნების მისაღწევად სატარიფო მეთოდოლოგია სხვადასხვა ტიპის მომხმარებლისათვის შეიძლება ითვალისწინებდეს: ა) სეზონურ ტარიფებს; ბ) პიკური დატვირთვის (სადღეღამისო) ტარიფებს; გ) ბიჯურ (მოხმარების მოცულობაზე დაფუძნებულ) ტარიფებს; დ) გრძელვადიან, წინასწარ დაფიქსირებულ (მათ შორის, ზღვრულ) ტარიფებს; ე) ზღვრულ ტარიფებს. 2. სეზონური და პიკური დატვირთვის (სადღეღამისო) ტარიფები უნდა ეფუძნებოდეს ნეიტრალურ პრინციპს, მათი გამოყენება სავალდებულო არ უნდა იყოს ელექტროენერგიის გამყიდველებისა და მომხმარებლისათვის და გამოყენება უნდა მოხდეს გამყიდველისა და მომხმარებლის ურთიერთშეთანხმების საფუძველზე. 3. ბიჯური (მოხმარების მოცულობაზე და ნეიტრალურ პრინციპზე დაფუძნებული) ტარიფების, გრძელვადიანი, წინასწარ დაფიქსირებული ტარიფების და ზღვრული ტარიფების გამოყენება სავალდებულო იქნება ელექტროენერგიის გამყიდველებისა და მომხმარებლებისათვის. გამონაკლისია კომუნალური მრიცხველებით მოსარგებლე მომხმარებლები, რომელთა მიმართაც არ იქნება გამოყენებული ბიჯური (მოხმარების მოცულობაზე და ნეიტრალურ პრინციპზე დაფუძნებული) ტარიფები. 4. უნდა მოხდეს ელექტროენერგიის წარმოების ტარიფების ეტაპობრივი დერეგულირება. 5. ტარიფი უნდა ასახავდეს მომხმარებელთა სხვადასხვა კატეგორიის მომსახურების სხვადასხვა ღირებულებას. 8. ორმხრივი და რეგიონალური თანამშრომლობა 1. მეზობელი ქვეყნების ელექტროენერგეტიკულ სისტემებთან ელექტროენერგიის გაცვლა. 2. მეზობელი ქვეყნების ელექტროენერგეტიკული სისტემების ტექნიკურ ოპერატორებთან გრძელვადიანი თანამშრომლობა, ჭარბი ელექტროენერგიის ექსპორტის და საჭიროების შემთხვევაში – იმპორტის უზრუნველსაყოფად. 3. ელექტროენერგიის რეგიონალური ბაზრის ჩამოყალიბების მიზნით შესაბამისი საკანონმდებლო-ნორმატიული ბაზის ჰარმონიზაციის ინიციირება და განხორციელება. 4. ქვეყნის გეოპოლიტიკური მდებარეობის მაქსიმალურად ეფექტიანი გამოყენება და ენერგომატარებლების იმპორტ-ექსპორტისა და ტრანზიტის ხელშეწყობა. 5. ევროპისა და აზიის დამაკავშირებელი აღმოსავლეთ-დასავლეთისა და ჩრდილოეთ-სამხრეთის ენერგეტიკული და ენერგოსატრანსპორტო ინფრასტრუქტურის განვითარება. 6. ბუნებრივი გაზისა და ელექტროენერგიის მოწოდების წყაროების დივერსიფიკაციის უზრუნველყოფა. დანართი №1 საქართველოს ელექტროენერგიის წმინდა მოხმარების დინამიკა და პროგნოზი 2000-2015 წლებში დასახელება 2000 2001 2002 2003 2004 2005 გვტ.სთ. გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გაერთიანებული ენერგოკომპანია 1,909 1,488 -22% 1,664 12% 1,662 0% 1,952 17% 2,095 7% თელასი 2,530 2,137 -16% 1,958 -8% 2,003 2% 2,045 2% 2,046 0% აჭარა 340 327 -4% 398 22% 381 -4% 409 7% 429 5% კახეთი 69 71 3% 71 -1% 62 -12% 136 119% 173 27% აფხაზეთი 871 899 3% 960 7% 1,052 10% 1,079 3% 1,138 5% მცირე გამანაწილებელი კომპანიები 14 25 78% 35 42% 17 -51% 18 4% 65 264% სულ გამანაწილებელი კომპანიები 5,733 4,947 -14% 5,087 3% 5,178 2% 5,640 9% 5,946 5% ფეროშენადნობთა ქარხანა 230 291 27% 248 -15% 425 71% 614 45% 680 11% რკინიგზა 227 242 7% 270 12% 280 4% 257 -8% 283 10% სს „აზოტი“ 244 145 -40% 207 43% 216 4% 232 7% 243 5% თბილისის წყალი 271 283 4% 270 -4% 276 2% 295 7% 302 2% „რუსთავცემენტი“ 31 32 5% 29 -9% 43 46% 51 20% 56 9% მეტროპოლიტენი 46 59 28% 65 11% 61 -6% 66 7% 64 -3% სს „მადნეული“ 27 43 59% 53 23% 56 7% 55 -2% 51 -8% მცირე პირდაპირი მომხმარებლები 102 105 3% 124 18% 139 12% 162 17% 167 3% ახალი სამრეწველო მომხმარებლები სულ პირდაპირი მომხმარებლები 1,176 1,199 2% 1,267 6% 1,496 18% 1,732 16% 1,846 7% სულ 6,909 6,146 11% 6,354 3% 6,674 5% 7,372 10% 7,791 6% გაგრძელება 2006 2007 2008 2009 2010 გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % 2,248 7% 2,315 3% 2,393 3% 2,456 3% 2,530 3% 2,112 3% 2,148 2% 2,171 1% 2,185 1% 2,185 0% 537 25% 548 2% 556 1% 574 3% 604 5% 183 6% 195 7% 201 3% 208 3% 210 1% 1,206 6% 1,278 6% 1,355 6% 1,436 6% 1,522 6% 68 4% 71 4% 74 4% 76 4% 80 4% 6,354 7% 6,555 3% 6,749 3% 6,936 3% 7,131 3% 694 2% 753 8% 812 8% 871 7% 931 7% 290 3% 290 0% 290 0% 290 0% 290 0% 334 38% 349 4% 349 0% 349 0% 349 0% 295 -2% 295 0% 295 0% 295 0% 295 0% 85 51% 85 0% 85 0% 85 0% 85 0% 82 29% 82 0% 83 1% 83 0% 83 0% 60 18% 60 0% 60 0% 60 0% 60 0% 384 130% 447 17% 502 12% 532 6% 582 9% 50 100 100% 150 50% 200 33% 300 50% 2,274 23% 2,462 8% 2,627 7% 2,766 5% 2,976 8% 8,628 11% 9,017 5% 9,376 4% 9,702 3% 10,107 4% გაგრძელება 2011 2012 2013 2014 2015 გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % გვტ.სთ. % 2,606 3% 2,693 3% 2,765 3% 2,848 3% 2,933 3% 2,216 1% 2,251 2% 2,282 1% 2,311 1% 2,343 1% 617 2% 631 2% 655 4% 681 4% 681 0% 213 1% 215 1% 218 1% 229 5% 241 5% 1,614 6% 1,711 6% 1,813 6% 1,922 6% 2,037 6% 83 4% 86 4% 89 4% 93 4% 97 4% 7,348 3% 7,587 3% 7,823 3% 8,084 3% 8,332 3% 990 6% 1,049 6% 1,108 6% 1,167 5% 1,226 5% 290 0% 290 0% 290 0% 290 0% 290 0% 349 0% 349 0% 349 0% 349 0% 349 0% 295 0% 295 0% 295 0% 295 0% 295 0% 85 0% 85 0% 85 0% 85 0% 85 0% 83 0% 85 2% 85 0% 85 0% 85 0% 60 0% 60 0% 60 0% 60 0% 60 0% 683 17% 800 17% 922 15% 1,051 14% 1,178 12% 350 17% 400 14% 500 25% 600 20% 700 17% 3,185 7% 3,414 7% 3,694 8% 3,983 8% 4,269 7% 10,534 4% 11,001 4% 11,517 5% 12,066 5% 12,601 4% * პრონგოზში გათვალისწინებულია, რომ წმინდა მოხმარებას დაემატება 10% - სადგურების საკუთარი მოხმარება და მაღალი ძაბვის საქსელო დანაკარგები საშუალო ზრდა 2005-2015 წლებში: 5.0% ზრდა 2015 წელს 2005 წელთან შედარებით: 162%                                                                                                                                                        დანართი № 2 ელექტროენერგიის წარმოების დინამიკა და პროგნოზი 2000-2015 წლებში მლნ.კვტ.სთ. № დასახელება 2000 2001 2002 2003 2004 2005 1 ენგურჰესი 2,741 2,347 2,989 3,067 2,799 2,535 2 ვარციხეჰესი 665 657 841 741 707 674 3 ვარდნილჰესი 487 457 510 357 387 448 4 ჟინვალჰესი 293 362 476 354 442 270 5 რიონჰესი 268 259 227 291 292 296 6 ხრამჰესი-2 220 240 210 105 4 127 7 ლაჯანურჰესი 194 187 134 219 90 125 8 გუმათჰესი 177 184 182 181 214 203 9 ხრამჰესი-1 150 159 152 314 242 197 10 ზაჰესი 136 146 193 156 171 148 11 ძევრულჰესი 108 71 172 140 114 128 12 შაორჰესი 82 90 146 141 100 109 13 ხადორჰესი 3 37 14 მცირე ჰესები 338 379 490 444 463 484 15 ხუდონჰესი 16 ნამახვანჰესი 17 ჟონეთიჰესი 18 ტვიშიჰესი 19 ფარავანჰესი 20 ახალი მცირე ჰესები სულ ჰიდრო- რესურსები 5,859 5,538 6,722 6,510 6,028 5,781 1 შპს „მტკვარი- ენერგეტიკა“ 456 1,212 264 616 850 666 2 თბილსრესი 1,064 140 246 19 24 292 3 აირტურბინა 4 აირტურბინა (მეორე) სულ თბორესურსები 1,520 1,352 510 635 874 958 ქარის ენერგია  გენერაცია სულ: 7,379 6,890 7,232 7,145 6,902 6,740 გაგრძელება 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 1,755 3,201 3,500 3,500 3,500 3,500 3,610 3,610 3,610 3,610 679 700 740 740 740 740 740 740 740 740 439 532 585 585 585 585 606 606 606 606 417 340 345 500 500 500 500 500 500 500 250 250 290 290 290 290 290 290 290 290 288 290 290 290 290 290 290 290 290 290 250 350 380 380 380 380 380 380 380 380 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 215 215 215 215 215 215 215 215 215 215 158 160 160 160 160 160 160 160 160 160 145 145 145 145 145 145 145 145 145 145 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 500 500 520 540 550 550 570 596 638 630 1,328 1,328 1,328 1,328 704 910 910 910 280 280 400 400 440 440 440 440 500 844 1,001 1,276 1,411 1,434 1,434 5,566 7,153 7,640 8,315 8,669 8,826 11,724 12,091 12,836 12,828 1,410 1,092 1,277 1,234 1,791 1,860 1,245 1,401 1,404 1,621 1,199 1,046 825 645 266 285 0 0 0 0 710 751 711 633 715 707 395 235 236 191 0 282 271 41 63 36 45 73 156 3,319 2,889 3,095 2,783 2,813 2,915 1,676 1,681 1,713 1,968 183 245 488 611 814 899 1,221 1,221 1,425 8,882 10,226 10,977 11,586 12,089 12,553 14,296 14,991 15,770 16,218 დანართი № 3 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2006 წელს                            მლნ.კვტ.სთ. № დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 208.4 191.8 173.1 0 0 0 419 2 ვარდნილჰესი 46.8 38.7 31.9 30 30 35 76 3 ჟინვალჰესი 49.3 42.9 42.3 36 43 45 45 4 ხრამჰესი-2 0.0 0.0 0.0 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 32.9 50.3 48.8 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 19.4 8.7 7.2 5 12 12 9 7 შაორჰესი 7.2 6.2 7.4 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 132.0 151.0 239.0 227 265 232 217 9 ხუდონჰესი 10 ნამახვანჰესი 11 ჟონეთიჰესი სულ ენგურჰესის- გარეშე 496.0 297.8 376.6 335 415 372 387 სულ ჰიდრორეს ურსები 704.4 489.6 549.7 335 415 372 805 1 შპს „მტკვარიენერ- გეტიკა“ 146.7 156.2 62.1 162 167 162 0 2 თბილსრესი 77.9 41.7 87.2 149 51 27 0 3 აირტურბინა 150 მგვტ. 0.0 66.5 73.7 71 74 71 0 სულ თბორესურ-სები 224.6 264.4 223.0 382 292 260 0  გენერაცია სულ: 929.0 754.0 772.7 716 707 632 805 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2006 290 230 136 168 200 1755 53 42 25 31 36 439 43 30 31 27 28 417 16 16 16 39 40 288 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 157 135 136 201 180 2187 297 247 238 366 355 3811 587 477 374 534 555 5566 0 0 167 98 167 1410 0 132 125 117 154 1199 64 71 74 71 74 710 64 203 366 286 395 3319 650 680 740 820 949 8882 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2007 წელს მლნ.კვტ.სთ. № დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 210.0 130.0 150.0 250 450 475 475 2 ვარდნილჰესი 38.2 26.0 30.0 45 69 73 73 3 ჟინვალჰესი 30.0 30.0 27.9 36 50 50 0 4 ხრამჰესი-2 27.9 22.0 20.0 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 21.7 16.0 15.0 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12.4 9.0 14.0 5 12 12 9 7 აირტურბინა 150 მგვტ. 12.4 9.0 12.0 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 139.5 134.4 232.5 261 279 245 217 9 ხუდონჰესი 10 ნამახვანჰესი 11 ჟონეთიჰესი სულ ენგურჰესის გარეშე 282.1 246.4 351.4 384 476 429 338 სულ ჰიდრორესურსები 492.1 376.4 501.4 634 926 904 813 1 შპს „მტკვარიე-ნერგეტიკა“ 167.4 151.2 167.4 110 0 0 0 2 თბილსრესი 166.4 150.3 143.4 0 0 0 3 აირტურბინა 150 მგვტ. 100.4 90.7 100.4 49 0 0 სულ თბორესურსები 434.2 392.2 411.2 158 0 0 0 ქარის ენერგია 21.8 19.7 18.4 16 12 9 9  გენერაცია სულ: 948.0 788.2 931.0 809 937 913 822 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2007 290 250 150 160 211 3201 45 38 27 29 38 532 0 30 31 27 28 340 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 156 134 143 189 180 2310 244 242 248 353 357 3950 534 492 398 513 568 7151 0 0 167 162 167 1092 60 149 119 92 166 1046 71 80 82 76 100 751 132 229 369 330 434 2889 9 11 15 19 22 183 675 732 782 862 1024 10226 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2008 წელს მლნ.კვტ.სთ. დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 240 160 180 280 465 490 490 2 ვარდნილჰესი 44 32 36 51 72 75 75 3 ჟინვალჰესი 30 30 28 36 53 52 0 4 ხრამჰესი-2 28 22 20 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 22 16 15 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12 9 14 5 12 12 9 7 შაორჰესი 12 9 12 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 155 143 239 270 305 269 234 9 ხუდონჰესი 10 ნამახვანჰესი 11 ჟონეთიჰესი სულ ენგურჰესის გარეშე 303 261 364 399 507 457 357 სულ ჰიდრო-რესუ რსები 543 421 544 679 972 947 847 1 შპს „მტკვარიენერ გეტიკა“ 167 157 167 139 0 0 0 2 თბილსრესი 166 156 152 0 0 0 0 3 აირტურბინა 150 მგვტ. 100 94 100 0 0 0 0 4 აირტურბინა 300 მგვტ. 111 171 0 0 0 0 0 სულ თბორესურ-სები 545 577 420 139 0 0 0 ქარის ენერგია (60 მგვტ) 29 27 25 22 16 12 12  გენერაცია სულ: 1117 1025 988 840 988 959 860 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2008 305 280 150 220 240 3500 47 42 27 40 44 585 0 30 31 27 28 345 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 178 134 144 189 180 2440 269 247 249 364 362 4138 574 527 399 584 602 7638 10 139 167 162 167 1277 0 0 137 80 132 825 100 97 100 17 100 711 0 0 0 0 0 282 111 236 405 260 400 3095 12 15 20 26 29 245 697 778 824 869 1031 10976 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2009 წელს მლნ.კვტ.სთ. № დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 240 160 180 280 465 490 490 2 ვარდნილჰესი 44 32 36 51 72 75 75 3 ჟინვალჰესი 30 30 28 36 68 67 67 4 ხრამჰესი-2 28 22 20 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 22 16 15 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12 9 14 5 12 12 9 7 შაორჰესი 12 9 12 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 155 143 239 270 310 273 237 9 ხუდონჰესი 10 ნამახვანჰესი 11 ჟონეთიჰესი 12 ახალაშენებული მცირე ჰესები 32 29 49 55 63 55 48 სულ ენგურჰესის გარეშე 335 290 412 454 590 532 475 სულ ჰიდრორესუ რსები 575 450 592 734 1055 1022 965 1 შპს „მტკვარიე-ნერგეტიკა“ 167 151 167 89 0 0 0 2 თბილსრესი 166 150 119 0 0 0 0 3 აირტურბინა 150 მგვტ. 100 91 100 0 0 0 4 აირტურბინა 300 მგვტ. 94 177 0 0 0 0 0 სულ თბორესურ-სები 528 570 387 89 0 0 0 ქარის ენერგია (120 მგვტ) 58 52 49 43 31 24 25  გენერაცია სულ: 1161 1072 1028 866 1087 1046 990 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2009 305 280 150 220 240 3500 47 42 27 40 44 585 58 30 31 27 28 500 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 180 136 146 191 180 2460 37 28 30 39 37 500 366 276 280 404 399 4813 671 556 430 624 639 8313 0 162 167 162 167 1234 0 0 117 0 91 645 21 65 100 54 100 633 0 0 0 0 0 271 21 227 385 216 359 2783 25 30 40 52 58 488 717 814 856 892 1056 11585 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2010 წელს მლნ.კვტ.სთ. № დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 240 160 180 280 465 490 490 2 ვარდნილჰესი 44 32 36 51 72 75 75 3 ჟინვალჰესი 30 30 28 36 68 67 67 4 ხრამჰესი-2 28 22 20 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 22 16 15 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12 9 14 5 12 12 9 7 შაორჰესი 12 9 12 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 155 143 239 270 314 276 239 9 ხუდონჰესი 10 ნამახვანჰესი 11 ჟონეთიჰესი 12 ახალაშენებული მცირე ჰესები 53 49 82 92 107 94 81 სულ ენგურჰესის გარეშე 356 310 445 491 639 573 511 სულ ჰიდრორესურ- სები 596 470 625 771 1104 1063 1001 1 შპს “მტკვარიენერ გეტიკა” 335 302 335 0 0 0 0 2 თბილსრესი 109 157 0 0 0 0 0 3 აირტურბინა 150 მგვტ. 100 91 56 76 0 0 აირტურბინა 300 მგვტ. 0 41 0 0 0 0 0 სულ თბორესურ-სები 544 592 391 76 0 0 0 ქარის ენერია (150 მგვტ) 73 66 61 54 39 30 31  გენერაცია სულ: 1213 1127 1078 901 1143 1094 1032 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2010 305 280 150 220 240 3500 47 42 27 40 44 585 58 30 31 27 28 500 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 181 137 146 191 180 2470 62 47 50 65 62 844 391 296 301 431 423 5167 696 576 451 651 663 8667 0 144 294 130 252 1791 0 0 0 0 0 266 17 97 100 75 100 715 0 0 0 0 0 41 17 241 394 205 352 2812 31 38 50 65 73 611 745 855 895 920 1088 12091 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2011 წელს მლნ.კვტ.სთ. დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 240 160 180 280 465 490 490 2 ვარდნილჰესი 44 32 36 51 72 75 75 3 ჟინვალჰესი 30 30 28 36 68 67 67 4 ხრამჰესი-2 28 22 20 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 22 16 15 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12 9 14 5 12 12 9 7 შაორჰესი 12 9 12 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 155 143 239 270 314 276 239 9 ხუდონჰესი 10 ნამახვანჰესი 11 ჟონეთიჰესი 12 ახალაშენებული მცირე ჰესები 63 58 97 109 127 112 97 სულ ენგურჰესის გარეშე 366 319 460 508 659 591 526 სულ ჰიდრორესურსები 606 479 640 788 1124 1081 1016 1 შპს „მტკვარი-ენერგეტიკა“ 335 302 335 0 0 0 0 2 თბილსრესი 128 157 0 0 0 0 0 3 აირტურბინა 150 მგვტ. 100 91 70 77 0 0 0 4 აირტურბინა 300 მგვტ. 0 63 0 0 0 0 0 სულ თბორესურ-სები 563 614 405 77 0 0 0 ქარის ენერგია (200 მგვტ) 97 87 82 72 52 40 42  გენერაცია სულ: 1266 1180 1127 938 1176 1121 1058 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2011 305 280 150 220 240 3500 47 42 27 40 44 585 58 30 31 27 28 500 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 181 137 146 191 180 2470 73 56 59 77 73 1001 403 305 310 443 435 5324 708 585 460 663 675 8824 0 162 308 162 256 1860 0 0 0 0 0 285 25 97 100 44 100 707 0 0 0 0 0 63 25 259 408 206 356 2914 42 50 67 86 97 814 775 895 935 956 1128 12554 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2012 წელს მლნ.კვტ.სთ. დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 260 180 200 280 465 490 490 2 ვარდნილჰესი 47 36 40 51 72 75 75 3 ჟინვალჰესი 30 30 28 36 68 67 67 4 ხრამჰესი-2 28 22 20 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 22 16 15 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12 9 14 5 12 12 9 7 შაორჰესი 12 9 12 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 157 145 241 272 318 280 243 9 ხუდონჰესი 96 66 74 103 171 180 180 1 0 ნამახვანჰესი 25 47 47 60 75 75 75 11 ჟონეთიჰესი 12 ახალაშენებული მცირე ჰესები 80 74 123 139 163 143 124 13 ფარავანჰესი 26 26 25 32 60 59 59 14 სულ ენგურჰესის გარეშე 309 267 370 401 535 483 433 სულ ჰიდრორესურ-სები 796 661 838 1015 1469 1431 1362 1 შპს „მტკვარიენერგეტიკა“ 308 313 131 0 0 0 0 2 თბილსრესი 0 0 0 0 0 0 0 3 აირტურბინა 150 მგვტ. 100 94 100 0 0 0 0 4 აირტურბინა 300 მგვტ. 0 36 0 0 0 0 0 სულ თბორესურსები 408 443 232 0 0 0 0 ქარის ენერია (220 მგვტ) 106 100 90 79 57 44 46  გენერაცია სულ: 1311 1203 1160 1094 1527 1475 1408 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2012 305 280 160 230 270 3610 47 42 29 42 49 606 58 30 31 27 28 500 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 181 137 146 191 180 2490 112 103 59 85 99 1328 73 65 57 56 50 704 93 70 75 98 92 1276 51 26 27 24 25 440 329 249 253 367 367 4364 963 794 630 859 904 11721 0 64 263 66 99 1245 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 395 0 0 0 0 0 36 0 64 263 66 200 1676 46 55 74 95 106 899 1009 913 967 1020 1210 14296 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2013 წელს მლნ.კვტ.სთ. დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 260 180 200 280 465 490 490 2 ვარდნილჰესი 47 36 40 51 72 75 75 3 ჟინვალჰესი 30 30 28 36 68 67 67 4 ხრამჰესი-2 28 22 20 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 22 16 15 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12 9 14 5 12 12 9 7 შაორჰესი 12 9 12 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 159 153 242 275 321 279 246 9 ხუდონჰესი 96 66 74 103 171 180 180 10 ნამახვანჰესი 30 94 94 120 90 90 90 11 ჟონეთიჰესი 12 ახალი მცირე ჰესები 89 86 136 154 180 156 138 13 ფარავანჰესი 26 26 25 32 60 59 59 14 სულ ენგურჰესის გარეშე 311 275 371 404 538 482 436 სულ ჰიდრორესურსები 812 728 898 1093 1504 1458 1393 1 შპს “მტკვარიენერგე ტიკა” 335 302 167 0 0 0 0 2 აირტურბინა 150 მგვტ. 95 91 48 0 0 0 3 აირტურბინა 300 მგვტ. 0 45 0 0 0 0 0 სულ თბორესურსები 430 439 216 0 0 0 0 ქარის ენერგია (300 მგვტ) 145 131 123 108 78 60 62  გენერაცია სულ: 1387 1298 1237 1201 1583 1518 1456 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2013 305 280 160 230 270 3610 47 42 29 42 49 606 58 30 31 27 28 500 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 184 139 147 192 180 2516 112 103 59 85 99 1328 75 65 57 56 50 910 103 78 82 108 101 1411 51 26 27 24 25 440 332 251 254 368 367 4390 979 803 639 870 912 12090 0 104 286 39 168 1401 0 0 0 0 0 235 0 0 0 0 0 45 0 104 286 39 168 1680 62 76 100 130 145 1221 1042 983 1025 1038 1225 14991 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2014 წელს მლნ.კვტ.სთ. დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 260 180 200 280 465 490 490 2 ვარდნილჰესი 47 36 40 51 72 75 75 3 ჟინვალჰესი 30 30 28 36 68 67 67 4 ხრამჰესი-2 28 22 20 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 22 16 15 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12 9 14 5 12 12 9 7 შაორჰესი 12 9 12 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 163 153 246 281 327 285 250 9 ხუდონჰესი 96 66 74 103 171 180 180 10 ნამახვანჰესი 30 94 94 120 90 90 90 11 ჟონეთიჰესი 9 29 29 37 28 28 28 12 ტვიშიჰესი 13 41 41 53 40 40 40 13 ახალი მცირე ჰესები 91 86 138 158 184 160 140 14 ფარავანჰესი 26 26 25 32 60 59 59 სულ ენგურჰესის გარეშე 315 275 375 410 544 488 440 სულ ჰიდრორესურები 841 797 975 1192 1581 1534 1467 1 შპს „მტკვარიე ნერგეტიკა“ 335 302 199 0 0 0 0 2 აირტურბინა 150 მგვტ. 100 91 0 0 0 0 3 აირტურბინა 300 მგვტ. 33 40 0 სულ ბორესურ- სები 469 433 199 0 0 0 0 ქარის ენერგია (300 მგვტ) 145 131 123 108 78 60 62  გენერაცია სულ: 1454 1361 1296 1300 1659 1595 1529 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2014 305 280 160 230 270 3610 47 42 29 42 49 606 58 30 31 27 28 500 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 187 142 153 192 180 2558 112 103 59 85 99 1328 75 65 57 56 50 910 23 20 17 17 15 280 33 29 25 24 22 400 105 79 86 108 101 1434 51 26 27 24 25 440 335 254 262 368 367 4434 1040 857 692 911 950 12836 0 99 282 0 187 1404 0 0 0 45 0 236 0 0 0 73 0 99 282 45 187 1713 62 76 100 130 145 1221 1102 1031 1075 1086 1281 15770 ელექტროენერგიის წარმოება თვეების მიხედვით 2015 წელს მლნ.კვტ.სთ. დასახელება იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი 1 ენგურჰესი 260 180 200 280 465 490 490 2 ვარდნილჰესი 47 36 40 51 72 75 75 3 ჟინვალჰესი 30 30 28 36 68 67 67 4 ხრამჰესი-2 28 22 20 18 31 24 21 5 ხრამჰესი-1 22 16 15 15 22 15 12 6 ძევრულჰესი 12 9 14 5 12 12 9 7 შაორჰესი 12 9 12 4 12 9 6 8 სეზონური სადგურები 163 151 246 281 327 285 250 9 ხუდონჰესი 96 66 74 103 171 180 180 10 ნამახვანჰესი 30 94 94 120 90 90 90 11 ჟონეთიჰესი 9 29 29 37 28 28 28 12 ტვიშიჰესი 13 41 41 53 40 40 40 13 ახალი მცირე ჰესები 92 85 138 158 184 160 140 14 ფარავანჰესი 26 26 25 32 60 59 59 15 სულ ენგურჰესის გარეშე 315 273 375 410 544 488 440 სულ ჰიდრორესურსები 841 794 975 1192 1582 1535 1467 1 შპს “მტკვარიე-ნერგეტიკა” 335 302 237 0 0 0 0 2 აირტურბინა 150 მგვტ. 100 91 0 0 0 0 0 3 აირტურბინა 300 მგვტ. 74 82 0 0 0 0 0 სულ თბორესურსები 509 476 237 0 0 0 0 ქარის ენერგია (300 მგვტ) 169 153 143 126 91 71 73  გენერაცია სულ: 1519 1423 1355 1318 1673 1605 1540 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი 2015 305 280 160 230 270 3610 47 42 29 42 49 606 58 30 31 27 28 500 16 16 16 39 40 290 12 9 9 33 34 215 9 9 12 20 20 145 6 6 9 16 17 120 187 142 147 192 180 2550 112 103 59 85 99 1328 75 65 57 56 50 910 23 20 17 17 15 280 33 29 25 24 22 400 105 80 83 108 101 1434 51 26 27 24 25 440 335 254 254 368 367 4424 1040 857 681 912 950 12826 0 133 325 71 218 1621 0 0 0 0 0 191 0 0 0 0 0 156 0 133 325 71 218 1968 73 88 117 151 169 1425 1113 1078 1123 1134 1337 16219  დანართი 4 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე                  (მილიონი კუბური მეტრი) 2007 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი – 120 მგვტ 31 28 31 თბილსრესის მე-4 ბლოკი – 120 მგვტ 31 28 31 ახალი ენერგობლოკები – 110 მგვტ 23 20 22 12 მე-9 ენერგობლოკი – 230 მგვტ 41 32 35 32 მე-10 ენერგობლოკი ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 126 108 119 44 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 42 42 42 42 42 41 42 პოზიციატა ჯამი 168 150 161 86 42 41 42 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი" 70 70 60 40 35 20 პოზიციათა ჯამი: 364 328 340 170 77 61 62 4 შპს „იტერა-საქართველო“ 20 18 15 13 11 11 12 პოზიციათა ჯამი: 384 346 355 183 88 72 74 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 409 366 375 205 118 97 99 6 სს „ყაზბეგიგაზი“ 1.50 1.50 1.50 1.50 99.00 7 პოზიციათა ჯამი: 410.50 367.50 376.50 206.50 118.00 97.00 99.00 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 410.50 367.50 376.50 206.50 118.00 97.00 20 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2007-ში 31 30 31 30 31 243 10 30 31 161 12 22 23 22 23 179 25 25 35 225 0 0 0 43 52 89 107 120 808 42 42 41 41 41 500 85 94 130 148 161 1308 20 20 40 45 60 500 148 166 259 300 341 1808 12 11 12 15 20 170 160 177 271 315 361 1978 25 23 40 25 20 300 185 200 311 340 381 2278 1.00 1.50 1.50 10.00 185.00 200.00 312.00 341.50 382.50 2288 185.00 200.00 312.00 341.50 382.50 2288 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე                                   (მილიონი კუბური მეტრი) 2008 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი - 120 მგვტ 31 28 31 თბილსრესის მე-4 ბლოკი - 120 მგვტ 31 28 31 ახალი ენერგობლოკები - 110 მგვტ 23 20 22 12 მე-9 ენერგობლოკი - 230 მგვტ 41 32 35 25 მე-10 ენერგობლოკი ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ 41 31 15 ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 126 108 119 37 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 125 125 125 125 125 125 125 პოზიციათა ჯამი: 251 233 244 162 125 125 125 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი“ 70 65 60 40 40 35 30 პოზიციათა ჯამი: 447 406 423 239 165 160 155 4 შპს „იტერა-საქართველო“ 25 20 18 15 14 11 12 პოზიციათა ჯამი: 472 426 441 254 179 171 167 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 497 446 461 276 209 196 192 6 სს „ყაზბეგიგაზი“ 1.50 1.50 1.50 1.50 პოზიციათა ჯამი: 498.50 447.50 462.50 277.50 209.00 196.00 192.00 7 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 498.50 447.50 462.50 277.50 209.00 196.00 192.00 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2008-ში 28 31 30 31 210 90 23 22 23 22 23 190 35 33 35 236 0 22 23 22 23 177 0 23 50 89 107 112 771 125 125 125 125 125 1500 148 175 214 232 237 2271 30 45 55 60 70 600 201 270 358 399 419 2871 12 13 15 20 25 200 213 283 373 419 444 3071 25 23 40 25 20 300 238 306 413 444 464 3371 1.00 1.50 1.50 10.00 238.00 306.00 414.00 445.50 465.50 3381 238.00 306.00 414.00 445.50 465.50 3381 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე   (მილიონი კუბური მეტრი) 2009 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი - 120 მგვტ თბილსრესის მე-4 ბლოკი - 120 მგვტ ახალი ენერგობლოკები - 110 მგვტ 23 20 22 12 მე-9 ენერგობლოკი - 230 მგვტ 41 32 35 25 მე-10 ენერგობლოკი ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ 45 40 42 ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 64 52 57 37 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 125 125 125 125 125 125 125 პოზიციათა ჯამი: 189 177 182 162 125 125 125 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი“ 75 70 65 45 40 40 35 პოზიციათა ჯამი: 328 299 304 244 165 165 160 4 შპს „იტერა-საქართველო“ 30 25 20 15 14 12 12 პოზიციათა ჯამი: 358 324 324 259 179 177 172 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 383 344 344 281 209 202 197 6 სს „ყაზბეგიგაზი“ 1.50 1.50 1.50 1.50 პოზიციათა ჯამი: 384.50 345.50 345.50 282.50 209.00 202.00 197.00 7 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 384.50 345.50 345.50 282.50 209.00 202.00 197.00 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2009-ში 0 0 23 22 23 22 23 190 35 33 35 236 0 42 45 42 45 301 0 23 22 58 97 103 513 125 125 125 125 125 1500 148 147 183 222 228 2013 35 50 60 65 80 660 206 219 301 384 411 2673 12 15 20 25 30 230 218 234 321 409 441 2903 25 23 40 25 20 300 243 257 361 434 461 3203 1.00 1.50 1.50 10.00 243.00 257.00 362.00 435.50 462.50 3213 243.00 257.00 362.00 435.50 462.50 3213 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე (მილიონი კუბური მეტრი) 2010 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი - 120 მგვტ თბილსრესის მე-4 ბლოკი - 120 მგვტ ახალი ენერგობლოკები - 110 მგვტ 23 20 22 23 მე-9 ენერგობლოკი - 230 მგვტ 41 32 35 32 მე-10 ენერგობლოკი 41 32 35 ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ 45 40 22 ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 105 84 92 55 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 125 125 125 125 125 125 125 პოზიციათა ჯამი: 230 209 217 180 125 125 125 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი“ 75 70 65 45 40 40 35 პოზიციათა ჯამი: 410 363 374 280 165 165 160 4 შპს „იტერა-საქართველო“ 30 25 20 15 14 12 12 პოზიციათა ჯამი: 440 388 394 295 179 177 172 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 465 408 414 317 209 202 197 6 სს „ყაზბეგიგაზი“ 1.50 1.50 1.50 1.50 პოზიციათა ჯამი: 466.50 409.50 415.50 318.50 209.00 202.00 197.00 7 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 466.50 409.50 415.50 318.50 209.00 202.00 197.00 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2010-ში 0 0 23 22 23 22 23 201 33 35 33 35 276 35 33 35 211 22 23 22 23 197 0 23 55 93 110 116 733 125 125 125 125 125 1500 148 180 218 235 241 2233 35 50 60 65 80 660 206 285 371 410 437 2893 12 15 20 25 30 230 218 300 391 435 467 3123 25 23 40 25 20 300 243 323 431 460 487 3423 1.00 1.50 1.50 10.00 243.00 323.00 432.00 461.50 488.50 3433 243.00 323.00 432.00 461.50 488.50 3433 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე  (მილიონი კუბური მეტრი) 2011 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი - 120 მგვტ თბილსრესის მე-4 ბლოკი - 120 მგვტ ახალი ენერგობლოკები - 110 მგვტ 23 20 22 23 მე-9 ენერგობლოკი - 230 მგვტ 41 32 35 32 მე-10 ენერგობლოკი 41 32 35 ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ 45 40 42 ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 105 84 92 55 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 125 125 125 125 125 125 125 პოზიციათა ჯამი: 230 209 217 180 125 125 125 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი“ 80 80 70 50 50 50 40 პოზიციათა ჯამი: 415 373 379 285 175 175 165 4 შპს „იტერა-საქართველო“ 30 30 25 20 20 20 20 პოზიციათა ჯამი: 445 403 404 305 195 195 185 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 470 423 424 327 225 220 210 6 სს „ყაზბეგიგაზი“ 1.50 1.50 1.50 1.50 პოზიციათა ჯამი: 471.50 424.50 425.50 328.50 225.00 220.00 210.00 7 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 471.50 424.50 425.50 328.50 225.00 220.00 210.00 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2011-ში 0 0 22 23 22 23 178 33 35 33 35 276 35 33 35 211 23 22 23 22 23 240 0 0 55 93 110 116 710 125 125 125 125 125 1500 125 180 218 235 241 2210 40 50 60 70 80 720 165 285 371 415 437 2930 15 15 20 25 30 270 180 300 391 440 467 3200 25 23 40 25 20 300 205 323 431 465 487 3500 1.00 1.50 1.50 10.00 205.00 323.00 432.00 466.50 488.50 3510 205.00 323.00 432.00 466.50 488.50 3510 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე  (მილიონი კუბური მეტრი) 2012 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი - 120 მგვტ თბილსრესის მე-4 ბლოკი - 120 მგვტ ახალი ენერგობლოკები - 110 მგვტ 23 20 22 მე-9 ენერგობლოკი - 230 მგვტ 41 32 35 32 მე-10 ენერგობლოკი 41 32 35 ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ 45 40 ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 105 84 92 32 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 125 125 125 125 125 125 125 პოზიციათა ჯამი: 230 209 217 157 125 125 125 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი“ 80 80 70 50 50 50 40 პოზიციათა ჯამი: 415 373 379 239 175 175 165 4 შპს „იტერა-საქართველო“ 30 30 25 20 20 20 20 პოზიციათა ჯამი: 445 403 404 259 195 195 185 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 470 423 424 281 225 220 210 6 სს „ყაზბეგიგაზი“ 1.50 1.50 1.50 1.50 პოზიციათა ჯამი: 471.50 424.50 425.50 282.50 225.00 220.00 210.00 7 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 471.50 424.50 425.50 282.50 225.00 220.00 210.00 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2012-ში 0 0 22 23 22 23 155 35 33 35 243 35 33 35 211 85 0 0 22 93 88 93 609 125 125 125 125 125 1500 125 147 218 213 218 2109 40 50 60 70 80 720 165 219 371 371 391 2829 15 15 20 25 30 270 180 234 391 396 421 3099 25 23 40 25 20 300 205 257 431 421 441 3399 1.00 1.50 1.50 10 205.00 257.00 432.00 422.50 442.50 3409 205.00 257.00 432.00 422.50 442.50 3409 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე (მილიონი კუბური მეტრი) 2013 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი - 120 მგვტ თბილსრესის მე-4 ბლოკი - 120 მგვტ ახალი ენერგობლოკები - 110 მგვტ 23 20 22 მე-9 ენერგობლოკი - 230 მგვტ 41 32 35 32 მე-10 ენერგობლოკი 41 32 35 ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ 45 40 22 ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 105 84 92 32 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 125 125 125 125 125 125 125 პოზიციათა ჯამი: 230 209 217 157 125 125 125 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი“ 80 80 70 50 50 50 40 პოზიციათა ჯამი: 415 373 379 239 175 175 165 4 შპს „იტერა-საქართველო“ 30 30 25 20 20 20 20 პოზიციათა ჯამი: 445 403 404 259 195 195 185 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 470 423 424 281 225 220 210 6 სს „ყაზბეგიგაზი“ 1.50 1.50 1.50 1.50 პოზიციათა ჯამი: 471.50 424.50 425.50 282.50 225.00 220.00 210.00 7 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 471.50 424.50 425.50 282.50 225.00 220.00 210.00 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2013-ში 0 0 22 23 22 23 155 32 35 33 35 275 35 33 35 211 22 23 152 0 0 54 93 88 93 641 125 125 125 125 125 1500 125 179 218 213 218 2141 40 50 60 70 80 720 165 283 371 371 391 2861 15 15 20 25 30 270 180 298 391 396 421 3131 25 23 40 25 20 300 205 321 431 421 441 3431 1.00 1.50 1.50 10.00 205.00 321.00 432.00 422.50 442.50 3441 205.00 321.00 432.00 422.50 442.50 3441 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე                                     (მილიონი კუბური მეტრი) 2014 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი - 120 მგვტ თბილსრესის მე-4 ბლოკი - 120 მგვტ ახალი ენერგობლოკები - 110 მგვტ 23 20 22 23 მე-9 ენერგობლოკი - 230 მგვტ 41 32 35 32 მე-10 ენერგობლოკი 41 32 35 ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ 45 40 22 ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 105 84 92 55 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 125 125 125 125 125 125 125 პოზიციათა ჯამი: 230 209 217 180 125 125 125 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი“ 80 80 70 50 50 50 40 პოზიციათა ჯამი: 415 373 379 285 175 175 165 4 შპს „იტერა-საქართ ველო“ 30 30 25 20 20 20 20 პოზიციათა ჯამი: 445 403 404 305 195 195 185 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 470 423 424 327 225 220 210 6 სს „ყაზბეგიგაზი“ 1.50 1.50 1.50 1.50 პოზიციათა ჯამი: 471.50 424.50 425.50 328.50 225.00 220.00 210.00 7 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 471.50 424.50 425.50 328.50 225.00 220.00 210.00 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2014-ში 0 0 23 22 23 22 23 201 33 35 33 35 276 35 33 35 211 22 23 22 23 197 0 23 55 93 110 116 733 125 125 125 125 125 1500 148 180 218 235 241 2233 40 50 60 70 80 720 211 285 371 415 437 2953 15 15 20 25 30 270 226 300 391 440 467 3223 25 23 40 25 20 300 251 323 431 465 487 3523 1.00 1.50 1.50 10.00 251.00 323.00 432.00 466.50 488.50 3533 251.00 323.00 432.00 466.50 488.50 3533 პროგნოზი საქართველოში ბუნებრივი გაზის მოთხოვნაზე                                    (მილიონი კუბური მეტრი) 2015 წელი 1 ელექტროგენერაცია იანვარი თებერვალი მარტი აპრილი მაისი ივნისი ივლისი თბილსრესის მე-3 ბლოკი - 120 მგვტ თბილსრესის მე-4 ბლოკი - 120 მგვტ ახალი ენერგობლოკები - 110 მგვტ 23 20 22 23 მე-9 ენერგობლოკი - 230 მგვტ 41 32 35 32 მე-10 ენერგობლოკი 41 32 35 ახალი ენერგობლოკები 220 + 80 მგვტ 45 40 42 ქობულეთის ენერგობლოკი - 72 მგვტ პირველი პოზიცია მთლიანად 105 84 92 55 0 0 0 2 ქიმიური წარმოება სს „აზოტი“ 125 125 125 125 125 125 125 პოზიციათა ჯამი: 230 209 217 180 125 125 125 3 გაზის გამანაწილებელი კომპანიები სს „თბილგაზი“ 80 80 70 50 50 50 40 პოზიციათა ჯამი: 415 373 379 285 175 175 165 4 შპს „იტერა-საქართველო“ 30 30 25 20 20 20 20 პოზიციათა ჯამი: 445 403 404 305 195 195 185 5 სს „საქცემენტი“ 25 20 20 22 30 25 25 პოზიციათა ჯამი: 470 423 424 327 225 220 210 6 სს „ყაზბეგიგაზი" 1.50 1.50 1.50 1.50 პოზიციათა ჯამი: 471.50 424.50 425.50 328.50 225.00 220.00 210.00 7 საქართველოს მოხმარება მთლიანად 471.50 424.50 425.50 328.50 225.00 220.00 210.00 გაგრძელება აგვისტო სექტემბერი ოქტომბერი ნოემბერი დეკემბერი სულ 2015-ში 0 0 23 22 23 22 23 201 33 35 33 35 276 35 33 35 211 22 23 22 23 217 0 23 55 93 110 116 733 125 125 125 125 125 1500 148 180 218 235 241 2233 40 50 60 70 80 720 211 285 371 415 437 2953 15 15 20 25 30 270 226 300 391 440 467 3223 25 23 40 25 20 300 251 323 431 465 487 3523 1.00 1.50 1.50 10.00 251.00 323.00 432.00 466.50 488.50 3533 251.00 323.00 432.00 466.50 488.50 3533