Сергій Денисюк, Михайло Сопель, Костянтин Ущаповський*
Частина I. Системні аварії в Європі та Україні: виникнення та їх усунення
Енергосистема України увійшла у 2026 рік у стані системних ударів російського агресора, метою якого на сьогодні є створення в Україні так званих «енергетичних островів» та ізоляція АЕС. За даними Міністерства енергетики, на початок 2026 року Україна втратила понад 10 ГВт генерувальних потужностей. Понад 80% теплової генерації пошкоджено або зруйновано, близько 40% гідроенергетики також виведено з ладу. Прямі збитки енергетичному сектору перевищили 20 млрд дол.
Після російських ударів на початку 2026 р. в енергосистемі було до 11 ГВт потужності (без урахування імпорту). За нормальних умов максимальне споживання в Україні перебуває на рівні 17–18 ГВт. Дефіцит електроенергії у пікові години становить до 6 ГВт (що перевищує 30%). Система працювала з обмеженим резервом, що підвищувало ризики аварійних відключень у разі нових атак або технічних збоїв. Як приклад зазначимо, що ворогом були зруйновані ключові підстанції та регіони ураження (2022–2025 рр.): ПС «Київська» (750 кВ), підстанції в Києві (ПС ДТЕК), ПС «Павлоградська» (330 кВ), підстанції біля Рівненської та Хмельницької АЕС. На сьогодні ситуація залишається складною як у технічному, так і у фінансовому вимірі, адже при ураженні критичної кількості ліній електропередачі та підстанцій енергосистема може перейти в «острівний» режим роботи. У такій ситуації країна поділяється на окремі енергетичні зони, які функціонують автономно.
На сьогодні стабільність енергосистеми напряму залежить від наявності джерел генерації електроенергії та достатньої кількості електромереж передачі й трансформаторних підстанцій.
В середині січня 2026 року Міненерго України визначило наступні пріоритети розвитку вітчизняної електроенергетики на найближчу перспективу:
● відновлення: відбудова генерації, підстанцій, розподільних мереж; формування резерву потужностей та обладнання;
● стійкість: посилення активного та пасивного захисту енергообʼєктів;
● модернізація: завершення інтеграції до європейського енергетичного простору та продовження модернізації ліній електропередачі на кордоні з ЄС, збільшення трансформаторних потужностей, розбудова нових інтерконекторів.
Під час виступу на заходах Міжнародного енергетичного агентства у Відні 18 лютого 2026 року перший віцепрем’єр-міністр – міністр енергетики Денис Шмигаль представив концепцію Energy Task Force – єдиної координаційної архітектури для зміцнення енергетичної стійкості України, яка передбачає три рівні управління:
● політичний рівень – стратегічне керівництво та прийняття ключових рішень на рівні міністрів і урядів країн-партнерів;
● операційний рівень – координація конкретних проєктів, постачання обладнання та розподіл фінансування;
● технічний рівень – безпосередня реалізація технічних завдань, робота експертів над відновленням і захистом об'єктів.
У Заяві лідерів Групи Семи щодо війни в Україні, опублікованій 24 лютого 2026 року, зазначається, що «стійка та надійна енергетична система буде потрібна напередодні наступної зими, а також для відновлення країни». У 2026 році Уряд планує відновити 4 ГВт генерації та розбудувати додатково 1,5 ГВт, сподіваючись залучити 5 млрд євро.
Станом на початок лютого 2026 року Україна значно збільшила технічні можливості для отримання електроенергії з ЄС. З 1 січня 2026 року ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) збільшила ліміт технічної потужності для імпорту електроенергії з ЄС до спільного блоку Україна-Молдова до 2450 МВт. У січні 2026 року Україна імпортувала рекордний обсяг електроенергії за весь період повномасштабної війни – до 900 ГВт·год, що на 40% більше, ніж у грудні 2025 року.
Рекордна добова величина імпорту в січні 2026 року становила 41,987 ГВт·год. Однак, попри високі показники, технічна потужність інтерконекторів рідко використовується на 100% (в середньому на 37,4% у грудні), досягаючи максимуму переважно у вечірні години пік.
Події 2022–2026 років демонструють значні ризики для ОЕС України.
Наша енергосистема щодня стикається з плановою активацією скидання навантаження як для промислових, так і для побутових споживачів. Непередбачувані, але систематичні щоденні атаки, які спричиняють пошкодження елементів інфраструктури мереж передачі електроенергії, вимагають значних зусиль для підтримки мережі в належному стані та експлуатації.
СТІЙКІСТЬ ОЕС УКРАЇНИ ПРИ СИНХРОННІЙ РОБОТІ З ЕНЕРГОСИСТЕМОЮ ЄВРОПИ
НЕК «Укренерго» ще за підсумками 2020 року повністю виконало ключові заходи з інтеграції до європейської енергосистеми ENTSO-E. У другій половині 2021 року було завершено дослідження статичної та динамічної стійкості енергосистеми та визначено технічну можливість синхронної роботи ОЕС України з енергосистемою континентальної Європи ENTSO-E.
Одночасно продовжувалася реконструкція ПС 400 кВ «Мукачеве», яка є ключовою в частині забезпечення обміну електроенергією з ENTSO-E. Було завершено будівництво та включено в роботу ПЛ 750 кВ Запорізька АЕС – Каховська, яка зняла обмеження для видачі потужності Запорізької АЕС. В результаті ОЕС України отримала можливість використовувати додатково 700 МВт потужності АЕС.
Модернізація міждержавної лінії електропередачі Хмельницька АЕС – Жешув, яку офіційно ввели в експлуатацію у травні 2023 року, стала ключовим етапом інтеграції України до європейської мережі. Головною зміною став перехід на інший клас напруги та сучасне обладнання. Конкретні технічні кроки, здійснені під час модернізації: переведення на напругу 400 кВ, встановлення автотрансформаторів, заміна лінійної арматури та ізоляторів, впровадження цифрових систем захисту, збільшення пропускної спроможності.
11 березня 2022 року рішенням об’єднання системних операторів ENTSO-E енергосистеми України та Молдови було повністю синхронізовано з енергомережею континентальної Європи ENTSO-E. Фізичні операції по з’єднанню енергосистем проведено 16 березня. Цей крок дав Україні можливість отримувати електроенергію під час війни, розв’язаної Росією. ОЕС України довела свою стійкість, стабільно працюючи в автономному режимі вже під час військової агресії з боку Росії.
Після синхронізації енергосистеми України з континентальною європейською енергосистемою (Continental Europe Synchronous Area, CESA) 16 березня 2022 року фахівці зафіксували появу нових динамічних явищ, зокрема виникнення швидших міжзональних коливань змінної частоти (Inter-area oscillations) – міжзональних низькочастотних коливань. Ключові зміни та приклади частот:
● Східно-Західна мода (East–West mode). До розширення: основна частота коливань Схід-Захід у Європі становила приблизно 0,2–0,3 Гц. Після приєднання Туреччини вона знизилася до 0,15 Гц. Інтеграція української енергосистеми (що розташована на крайньому сході зони) створила новий домінантний режим. За результатами досліджень ENTSO-E, синхронізація призвела до появи мод з періодом близько 6,94 с (що відповідає частоті приблизно 0,144 Гц) замість попередніх 7,8 с.
● Північно-Південна мода (North–South mode). Ця мода зазвичай має вищу частоту – близько 0,25 Гц. Хоча вона менше залежить від східного розширення, інтеграція України вплинула на загальну демпфувальну здатність системи через збільшення інерції всієї мережі. Дослідження Консорціуму операторів систем передачі (ОСП) ENTSO-E виявили, що найбільш критичними є слабко демпфовані низькочастотні коливання, які виникають у періоди літніх мінімумів навантаження (summer off-peaks), коли амплітуда коливань може зростати через меншу кількість працюючих генераторів, здатних демпфувати розхитування.
Частота міжзональних коливань залежить від «електричної довжини» мережі. Фактично це пов'язано зі зміною топології та динаміки найбільшої у світі синхронної зони, яка охопила простір від Португалії до східних кордонів України. Приєднання України подовжило енергосистему на схід, що змусило великі групи генераторів (наприклад, українські АЕС та ТЕС) взаємодіяти з віддаленими масивами генерації (наприклад, в Іспанії чи Португалії) на нових, нижчих частотах.
Попри зростання флуктуацій та зміни у транскордонних перетоках потужності, загальний рівень стабільності об'єднаної загальноєвропейської енергосистеми залишився в межах норми. ENTSO-E підтвердило, що українська електромережа продемонструвала високу стійкість. Для контролю цих процесів НЕК «Укренерго» зобов'язана використовувати PSS (Power System Stabilizers), які автоматично реагують на мікрозміни частоти та «заспокоюють» систему, запобігаючи розвитку резонансу.
Для моніторингу та демпфування таких коливань НЕК «Укренерго» приєдналася до угоди Synchronous Area Framework Agreement (SAFA), яка регулює оперативну співпрацю між операторами систем передачі (ОСП) у межах CESA, що зобов'язало Україну впроваджувати європейські стандарти технічної політики для забезпечення безпечної паралельної роботи (технічний контроль).
Крім того, НЕК «Укренерго» реалізувало понад 200 технічних заходів у 9 напрямках для відповідності вимогам ENTSO-E; з метою модернізації регулювання впроваджено системи широкомасштабного моніторингу (Wide Area Monitoring System, WAMS), що дозволяють відстежувати низькочастотні коливання в режимі реального часу.
Наразі українська енергосистема працює в режимі постійної синхронізації з ENTSO-E, що дозволяє ефективно керувати ризиками виникнення системних розхитувань. Після закінчення воєнних дій синхронізація відкриє для України та Європи широкі можливості для розвитку енергетичного ринку, переходу на відновлювані джерела енергії (ВДЕ) та зміцнення енергетичної безпеки Європи.
АНАЛІЗ ОСОБЛИВОСТЕЙ МАСШТАБНИХ ВІДКЛЮЧЕНЬ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ В ЄВРОПІ
Масштабне відключення електроенергії в Європі 2006 року, яке сталося в суботу, 4 листопада 2006 року о 22:10 за середньоєвропейським часом (CET), вважається одним із найсерйозніших збоїв в історії європейської взаємопов'язаної енергосистеми. Аварія системи UCTE (Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) 2006 року призвела до відключення частини синхронної зони, що спричинило значні економічні збитки, зупинку промислових підприємств, проблеми з рухом поїздів і роботою ліфтів, вплинувши на понад 15 млн домогосподарств по всій Європі.
О 22:10 через каскадну аварію в Німеччині європейська мережа UCTE розпалася на три зони. Через значні частотні коливання та перевантаження на транскордонних перетоках спрацювали системи захисту. Аварія призвела до розколу європейської синхронної мережі UCTE на три незалежні енергоострови з різними частотами:
● Західна зона (зона 1): відчула дефіцит потужності, що призвело до падіння частоти (до 49,00 Гц) та автоматичного відключення споживачів (load shedding) для балансування системи;
● Північно-Східна зона (зона 2): мала надлишок потужності (частота зросла до 51,40 Гц);
● Південно-Східна зона (зона 3), куди входив «Бурштинський енергоострів» (Україна) (позначення ENTSO-E як WPS (West Ukraine)): також мала дефіцит частоти (49,70 Гц).
Західна Україна («Острів Бурштинської ТЕС», до якого входила ПС «Мукачево») опинилася у Південно-Східній зоні (Зона 3) разом із Румунією, Болгарією та Грецією. Основні енергорайони Європи були знову об'єднані (ресинхронізовані) в єдину мережу приблизно за 2 години після початку збою. Повне відновлення енергопостачання зайняло 4 год 42 хв (близько 02:52 CET 5 листопада).
При цьому вперше була зафіксована участь України в усуненні цієї аварії через «Бурштинський енергоострів». За результатами моніторингу, автоматика захисту спрацювала о 22:10:29 із відключенням лінії 400 кВ Мукачево (Західна Україна) – Розіорі (Румунія). Успішна подача напруги на лінію Мукачево – Розіорі дозволила стабілізувати частоту в Південно-Східній зоні та почати синхронну роботу з Центральною Європою, що фактично завершило найкритичнішу фазу блекауту. Згідно з Фінальним звітом UCTE, її повторне ввімкнення відбулося о 22:49:35.
Після цієї події UCTE розпочала розслідування, яке виявило значні структурні проблеми:
● недостатня надійність N-1: оператор мережі не зміг гарантувати, що система зможе витримати втрату одного компонента (критерій N-1);
● відсутність координації: ОСП не мали належного обміну даними в режимі реального часу та координації через кордони;
● проблеми інтеграції вітроенергетики: висока, неочікувана генерація вітроенергетики в Північній Німеччині сприяла початковому перевантаженню лінії.
Цей інцидент прискорив розробку більш дієвих, гармонізованих стандартів безпеки та стимулював перехід у липні 2009 року до формування ENTSO-E, яка замінила UCTE, зі створенням Центральної бази даних – ENTSO-E Transparency Platform відповідно до Регламенту ЄС № 543/2013.
28 квітня 2025 року о 12:33 за центральноєвропейським часом енергосистеми Іспанії та Португалії зазнали повного відключення електроенергії. Невелика територія у Франції, поблизу кордону з Іспанією, також постраждала від інциденту. Решта CESA не зазнала жодних порушень.
Протягом пів години, що передувала інциденту, у CESA спостерігалися два періоди коливань (потужності та частоти) між 12:03 та 12:07 і між 12:19 та 12:21 CET.
Оператори систем передачі Іспанії (Red Electrica) та Франції (RTE) вжили заходів для пом'якшення цих коливань. До інциденту програми обміну Іспанії становили 1000 МВт до Франції, 2000 МВт до Португалії та 800 МВт до Марокко (експорт).
Починаючи з 12:32:57 CET протягом 20 с на півдні Іспанії було зареєстровано серію відключень генерації сумарною потужністю 2200 МВт. Основним тригером аварії стала надмірна напруга (Overvoltage) у мережі. Це перший зафіксований у Європі випадок, коли блекаут такого масштабу був спричинений саме різким стрибком напруги, що призвів до каскадного відключення генерації по всьому півострову. Через надвисоку напругу електростанції для захисту обладнання почали автоматично відключатися. Це призвело до втрати синхронізації Іберійської системи з мережами Франції та Марокко (півострів перейшов у режим «енергоострова»). Через раптове відокремлення частота в іспанській мережі критично впала, і системи автоматичного скидання навантаження відключили споживачів.
О 12:33:24 CET Іберійська енергосистема повністю розвалилася. Відновлення почалося о 18:36 з підключення першої лінії 220 кВ між Іспанією та Португалією. Процес відновлення мережі в Португалії завершився о 00:22 29 квітня, в Іспанії – близько 04:00.
ENTSO-E класифікувало цю подію як масштабний каскадний збій, що почався з перевантаження інтерконекторів між Францією та Іспанією. Експертна група ENTSO-E у звіті від 9 травня 2025 року підтвердила, що надлишок відновлюваної енергії не був причиною аварії. Навпаки, тогочасні правила обмежували участь ВДЕ у стабілізації напруги. Експерти вказали на некоректну роботу систем контролю напруги на теплових станціях та помилки в розрахунках енергоміксу. ENTSO-E рекомендувала прискорити впровадження стандартів Grid Forming Inverters для ВДЕ.
Далі буде.
*АВТОРИ: Сергій Денисюк - д.т.н., завідувач відділу Інституту електродинаміки НАН України; Михайло Сопель - д.т.н., провідний науковий співробітник Інституту електродинаміки НАН України; Костянтин Ущаповський - д.е.н., Член Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг.
