На 18 май 2025 г. в електроенергийната система на Северна Македония настъпи епизод на свръхнапрежение, който доведе до отделяне на нивата 400 kV и 110 kV и като следствие – загуба на стабилност, спиране на захранването и пълно изключване (blackout) на цялата 110 kV преносна мрежа, към която е свързано битовото и стопанско потребление в страната. Преносната мрежа 400 kV остана в експлоатация през цялото времетраене на събитието. Възстановяването на системата от страна на оператора MEPSO приключва три часа по-късно същия ден.

Инцидентът е класифициран като събитие от трета (най-висока) степен по методологията на Скалата за класификация на инциденти (ICS), тъй като отговаря на критерий OB3 за загуба на товар на ниво 110 kV. В съответствие с чл. 15 от Регламент (ЕС) 2017/1485 (SO GL) ENTSO-E сформира Експертен панел в състав от 18 експерти – девет от ACER и националните регулатори и девет от европейски TSO и ENTSO-E. Панелът се ръководи от експерт на 50Hertz (Германия), оператор, незасегнат пряко от инцидента.

Окончателният доклад надгражда доклада от 11 ноември 2025 г., проследяващ фактологино развитието на инцидента, и представя анализ на основните причини, заключенията и препоръките, които целят да предотвратят повторение на подобни събития в Югоизточна Европа (ЮИЕ).

Обстановка преди инцидента

От февруари до май 2025 г. в контролната зона на MEPSO се наблюдава непрекъснато и системно повишаване на нивата на напрежение, особено през нощните часове при ниско потребление. Горната граница за нормална експлоатация (420 kV) е била надхвърляна редовно, а от средата на април нататък почти ежедневно са регистрирани стойности над краткосрочния лимит от 440 kV. В деня на инцидента в редица подстанции напрежението достига близо 450 kV.

Това състояние не е изолирано за Северна Македония, а отразява регионално явление в ЮИЕ, обусловено от ниско потребление в нощните часове, висока капацитивна реактивна генерация на преносните и разпределителните мрежи, ограничен активен пренос, недостатъчни средства за компенсация на реактивна мощност и потоци на реактивна енергия през междусистемните връзки от съседни зони с по-високо напрежение.

Координираният анализ на сигурността, извършен от регионалните координационни центрове SEleNe CC и SCC, не установява нарушения на товарния режим на елементите – мрежата е оценена като N-1 сигурна по отношение на потоци на активна мощност. Същевременно обаче анализът прогнозира, че всички 400 kV възли в зоната на MEPSO ще надхвърлят допустимите оперативни граници на напрежение. MEPSO не предоставя индивидуален мрежов модел (IGM) за 18 май 2025 г. поради ресурсни и процесни ограничения, което налага SCC да задейства резервна процедура и да използва модел от 13 май 2025 г. за изготвяне на общия мрежов модел (CGM).

Допълнително, през април 2025 г. MEPSO претърпява авария на UPS-системата, в резултат на което информационната система на SCADA остава недостъпна към момента на инцидента, въпреки усилията на доставчика и оператора за нейното възстановяване.

Развитие на инцидента

Свръхнапрежението в 400 kV мрежата активира защитата срещу пренапрежение на трансформаторите 400/110 kV. В 02:26 ч. се изключват в подстанции Битоля 2 и Скопие 5, няколко минути по-късно възстановени в работен режим. Следват повторни изключвания в 02:59 ч. в Битоля 2 и в 03:34 ч. в Скопие 5, като опитите за повторно включване са неуспешни. В резултат на серията от трансформаторни изключвания, в 04:59 ч. се осъществява окончателното отделяне на 400 kV от 110 kV мрежа, последвано от пълно изключване на 110 kV ниво.

Общата загуба на генерация възлиза на 313 MW, а загубата на товар – на около 485 MW. Подстанция Крива паланка остава захранена единствено благодарение на междусистемната връзка с България. Балансиращият пазар и сетълментът на дисбалансите са преустановени в периода 05:00–07:00 ч., с общ дисбаланс от 250 MWh в 110 kV мрежа (05:00-06:00) и 140 MWh в 400 kV мрежа (06:00-07:00).

Инцидентът заяга пряко само ЕСО ЕАД – българската преносна система остава в режим на повишено внимание (alert state) в продължение на осем часа поради високи нива на напрежение в западната част на страната. Останалите TSO в синхронната зона на Континентална Европа не отчитат значими смущения, но нива на напрежение над 420 kV са наблюдавани при всички съседни оператори в деня на инцидента, което потвърждава регионалния характер на проблема.

Възстановяване и комуникация

MEPSO задейства плана за възстановяване в съответствие с Регламент (ЕС) 2017/2196 (NC ER) и националните оперативни процедури. По време на възстановяването е установено, че реактивна мощност постъпва в 400 kV мрежата на MEPSO от съседните системи на EMS (Сърбия) и KOSTT (Косово), което допълнително повишава нивата на напрежение. За стабилизиране на ситуацията двете 400 kV междусистемни връзки –  Скопие 5 (MEPSO) – Феризай (KOSTT) и Щип (MEPSO) – Враня (EMS) – са изключени.

По време на инцидента комуникация с регионалния координационен център не е установена, а Системата за уведомяване на ENTSO-E (EAS) и съответната процедура не са използвани за информиране на европейските TSO. Тъй като не е регистрирано отклонение на честотата с въздействие върху синхронната зона, не е осъществена и връзка с монитора на синхронната зона (SAM). Комуникацията между MEPSO и съседните TSO се осъществява чрез мобилни телефони, обстоятелство, което Експертният панел отбелязва като индикация за необходимостта от засилване на ефективната комуникация по време на инциденти.

Основни причини и принос на отделните фактори

Експертният панел идентифицира пет главни причини за инцидента и един допринасящ фактор:

• Експлоатация на системата над определените граници на напрежение – мрежата 400 kV редовно е работела при стойности над 420 kV в нощни часове с ниско потребление, без своевременно структурно овладяване на свръхнапрежението.
• Намалена осведоменост за рисковете от свръхнапрежение в оперативното планиране – налични координирани оценки не са сигнализирали за нарушения на товарни режими, а превишаването на лимитите за напрежение е оставало единствен индикатор за развиваща се системна уязвимост.
• Недостатъчни резерви на реактивна мощност с подходящо време за активиране и ограничено реактивно съдействие от потребителите на системата (включително производители).
• Липса на ефективни превантивни мерки срещу високи нива на напрежение и ограничени средства за регулиране на напрежението – временните оперативни мерки не са били достатъчни за овладяване на структурната природа на проблема.
• Недостатъчен капацитет за регулиране на напрежението поради липса на инсталирани активи – в зоната на MEPSO липсват шунтови реактори или други специализирани устройства за компенсация на реактивна мощност.

Като допринасящ фактор е посочена защитата срещу свръхнапрежение на трансформаторите 400/110 kV – при достигане на праговете тя предизвиква последователни изключвания, които довеждат до окончателното разделяне между двете мрежови нива и до blackout-а.

Препоръки на Експертния панел

Препоръките са структурирани в три направления:

Усилване на по-рано приети препоръки от инцидента в ЮИЕ от 2024 г.

• Препоръка 4 (преразгледана) – разработване на ключови показатели за оценка на риска от понижена устойчивост на напрежението и от бързи изменения на напрежението;
  – делегирана на специалистите по системна устойчивост в ENTSO-E;
  – приоритет: нисък.
• Препоръка 7 (преразгледана) – ENTSO-E да изготви ръководство с добри практики за мерки за поддържане на напрежението;
  – ОПС да гарантират, че плановете за достатъчна МVAr поддръжка са актуални и при необходимост да ги интегрират в TYNDP и националните планове за развитие на мрежата;
  – приоритет: висок.

Нови препоръки за региона на ЮИЕ

• R250518_1 – систематично наблюдение на нарушенията на оперативните граници на напрежение между нивата 400 kV и 110 kV в региона на ЮИЕ;
  – делегирана на ENTSO-E и ОПС от региона;
  – приоритет: висок.
• R250518_2 – разработване на план за действие за подобряване на ситуацията със свръхнапрежения над 420 kV в ЮИЕ. Планът следва да предвиди редовно докладване на инциденти с напрежение по ICS методологията, евентуално актуализиране на самата методология, преглед на философията на защитата срещу свръхнапрежение, краткосрочни, средносрочни и дългосрочни оперативни мерки, подходящ режим на регулиране на напрежението от инвертори (с отказ от фиксиран фактор на мощността при ВЕИ), оценка на структурни инвестиционни мерки, оценка на ролята на ВЕИ и ниските режими, преглед на двустранните оперативни споразумения между ОПС и евентуално включване на Секретариата на Енергийната общност;
  – приоритет: висок.
• R250518_3 – обвързване на ОПС от ЮИЕ относно оперативни мерки за регулиране на напрежението, включително утвърждаване на устойчив работен формат за координация и продължаване на дейността на проектната група RGCE PG за регулиране на напрежението в ЮИЕ;
  – приоритет: висок.

Препоръки към MEPSO за плана за защита на системата

• R250518_4 – разширяване на анализираните сценарии в плана за защита, така че да обхванат експлоатация при ниско потребление, висок дял ВЕИ, понижена синхронна генерация и ниска инерция;
  – приоритет: среден.
• R250518_5 – операционализиране на процедурите за защита и възстановяване чрез отчитане на честотата на товара (LFDD) на ниво разпределителна мрежа, чрез ясно дефинирани процедури на ниво извод;
  – приоритет: среден.
• R250518_6 – ясно разпределяне на отговорностите, изискванията за сигнализация и обратна връзка между разпределителните оператори и Националния диспечерски център;
  – приоритет: среден.
• R250518_7 – разработване на специална стратегия за защита на системно ниво, отделно от защитата на отделните активи, с координирани настройки и ясни срокове за внедряване, която да поддържа стабилна островна работа на 110 kV мрежа;
  – приоритет: среден.

Изводи и значение за региона

Експертният панел заключава, че инцидентът е резултат от структурно явление, характерно за целия регион на ЮИЕ, а не от изолиран технически проблем в Северна Македония. Високите напрежения в нощни часове, при ниско потребление и нарастващ дял на ВЕИ, се превръщат от изключение в редовен оперативен режим, който действащите планове за защита на системата – фокусирани предимно върху сценарии на ниска честота и системно отделяне – не покриват в достатъчна степен.

Устойчивото решение изисква едновременно действие в три направления:

• координирани регионални мерки между TSO в ЮИЕ с подкрепата на регионалните координационни центрове и ENTSO-E;
• целеви инвестиции в специализирани активи за компенсация на реактивна мощност (шунтови реактори, статични компенсатори);
• регулаторни промени, осигуряващи систематично активиране на капацитета на производителите за регулиране на напрежението, включително от инверторни ВЕИ.

За българския енергиен сектор и за ЕСО изводите са особено релевантни. Освен, че България е единствената съседна страна, чиято система е била засегната от събитието, нейният западен 400 kV район ежедневно се намира в режим на повишени напрежения, които ще изискват както оперативно, така и инвестиционно внимание в средносрочен план. Следващите стъпки включват продължаващата работа на проектната група RGCE PG за регулиране на напрежението в ЮИЕ, преглед на ръководството на ENTSO-E за защити срещу свръхнапрежение и евентуална оценка на необходимостта от изменения в Регламент (ЕС) 2017/1485 (SO GL 2.0) по отношение на оперативните граници на напрежение.

Пълният текст на доклада е наличен  тук.