2010 - Електроенергиен системен оператор

Съдържание 

Съвет на директоритe 

История, създаване и учредяване 

Организационно-управленска структура 

Численост и квалификация на персонала 

Предмет на дейност 

Централно диспечерско управление гарантира 

сигурността на eлектроенергийната система 

Оперативно управление на ЕЕС 

Принципи на управление на ЕЕС 

Електроенергийна система на Република България 

Производствени мощности 

Електропроизводство 

Електропотребление 

Количествени показатели на ЕПМ през 

последните години 

Междусистемни електропроводи 

Преносна способност 

Надеждност на ЕЕС и сигурност на 

електропотреблението 

Електроенергиен пазар 

Регистрирани участници 

Търгувани количества 

Участие на производителите в пазара 

Енергийни небаланси и цени на балансираща 

енергия 

Търгове за разпределение на преносна 

способност 

Очаквания и перспективи 

Експлоатация и ремонт на преносната мрежа 

Мрежови експлоатационни райони (МЕР) 

Ремонт и поддръжка на преносната 

мрежа 

Експлоатация и ремонт на електрически 

подстанции 

Силови трансформатори 

Информационни технологии 

Международни контакти и сътрудничество 

Финансов отчет 

Инвестиционна програма 

Приходи от продажби 

Разходи за дейносттa 

Финансов резултат 

Счетоводен баланс 

Отчет за всеобхватния доход 

Анализ на финансовите показатели 

Легенда на съкращенията 

Table of Contents 

Executive Board 

Background 

Organisation Structure 

Staff & Expertise 

Portfolio 

The National Dispatching Center: 

Ensuring a Reliable Power System 

Power System Operational Control 

Power System Operation Principles 

Bulgarian Power System 

Generation capacities 

Electricity production 

Electricity consumption 

Transmission grid quantitative indices 

over the last years 

Interconnection lines 

Transmission capacity 

System reliability and security of 

demand 

Electricity Market 

Registered actors 

Quantities traded 

Producers’ market share 

Power unbalances and balancing 

energy prices 

Cross-border capacity allocation 

auctions 

Expectations and prospects 

Transmission Grid Operation & Maintenance 

Network Operation Districts (NOD’s) 

Grid operation and 

maintenance 

Substations operation and 

maintenance 

Power transformers 

Information Technologies 

International Contacts and Cooperarion 

Financial Report 

Investment Program 

Sales incomes 

Operating costs 

Financial outcome 

Balance sheet 

Consolidated income statement 

Financial indices 

Acronim Key 

2 

5 

6 

7 

8 

9 

10 

11 

14 

14 

15 

16 

17 

18 

20 

20 

21 

21 

22 

22 

23 

24 

24 

25 

26 

28 

30 

32 

35 

37 

38 

38 

40 

41 

41 

42 

42 

43 

44

Съвет на директорите 

Иван Йотов 

Изпълнителен директор 

Диана Янева 

Председател 

Митю Христозов 

Член на Съвета 

Инж. Иван Йотов завършва ВМЕИ – Габрово със специалност 

“Електроинженер” и ВТУ “Св. Св. Кирил и Методий”, специалност 

“Финанси”. Преминава курс на обучение по “Нови тенденции в 

енергетиката” в Германия. От 2000 г. е на длъжност началник 

Експлоатационен район към Предприятие МВН на НЕК ЕАД, 

а от 2007 г. е ръководител на МЕР – Плевен към ЕСО ЕАД. 

От февруари 2010 г. е изпълнителен директор на ЕСО ЕАД. 

Диана Янева завършва право в СУ “Св. Климент Охридски”. 

В Министерството на икономиката, енергетиката и туризма 

е от 2000 г. В момента е директор на Дирекция “Природни 

ресурси и концесии” с основна дейност представяне на права за 

подземните богатства и контрол, както и дейности по техническа 

ликвидация и рекултивация на минни обекти. 

Инж. Митю Христозов завършва ВМЕИ – София със специалност 

“Електрически централи, мрежи и системи”. От 1987 до 

1994 г. работи в Прага в ЦДУ на страните от Централна и Източна 

Европа. От април 2000 г. до ноември 2005 г. е главен инженер 

и член на Борда на директорите на НЕК ЕАД. От януари 

2007 г. е директор на ЦДУ към ЕСО ЕАД и член на Борда на директорите 

на ЕСО ЕАД. 

Уважаеми дами и господа, 

Скъпи колеги, 

През изминалата 2010 г. Електроенергийният 

системен оператор изпълнява 

основните си задължения за оптимално 

управление на електроенергийната система 

на страната, осигурявайки висока 

надеждност на преноса на електроенергия 

и по дейности, залегнали в Договора между 

Националната електрическа компания и 

Електроенергийния системен оператор 

за експлоатацията, поддръжката и 

ремонта на преносната мрежа. 

Новата структура на компанията допринесе 

за по-оптималното оползотворяване 

на човешкия фактор и даде възможност в 

нея да заработят млади хора със знания и 

възможности. Беше подписан нов колективен 

трудов договор, следствие на добрата 

работа със синдикатите и гарантиращ 

защита на всички работещи в ЕСО ЕАД. 

През 2010 г. бяха приети от ДКЕВР новите 

Правила за търговия с електрическа енергия, 

регламентиращи почасова търговия по 

всички сделки и организация на пазара чрез 

балансиращи групи. Комуникацията с участниците 

в пазара бе значително подобрена 

чрез внедряване на нова web-базирана 

платформа, която позволява те да наблюдават 

целия процес по известяване и регистриране 

на графици за доставка и да 

генерират файлове за резултатите от 

сетълмента. Така продължаваме да сме гарант за спазване на установените 

правила на пазара на електроенергия, гарантиращи прозрачност и 

равнопоставеност на всички участници, посредством прилагането на 

конкурсното начало чрез търговете за разпределяне на преносните 

права за доставка на електроенергия. 

Един от акцентите в работата по информационно осигуряване на ЕСО 

ЕАД през 2010г. бе развитието на информационната инфраструктура за 

планиране и управление на ЕЕС. Бяха внедрени няколко централизирани 

информационни системи за различни видове диспечерска информация. 

Изправени пред реалната опасност от прекъсване на електрозахранването 

на голяма част от страната, следствие на посегателство върху 

ЕЕС в дните преди Нова година, нашите колеги от Плевен, Ловеч и Бяла 

Слатина работиха при екстремни условия на 31.12.2010 г. и възстановиха 

в срок цялостното захранване на пръстена 400 kV. 

Макар да продължихме да работим в условията на икономическа криза, 

ЕСО ЕАД успя да отчете положителен финансов резултат, значително 

подобрен в сравнение с предходната година. Благодарение на новите 

управленски методи, както и на висококвалифицирания труд от страна 

на служителите в системата на ЕСО ЕАД – Централното управление, 

ЦДУ, мрежовите експлоатационни райони и териториалните диспечерски 

управления в страната – Електроенергийният системен оператор 

запази водещата си роля при доставките на електроенергия, 

както и доброто си и уважавано име пред МИЕТ, НЕК, ДКЕВР и обществеността. 

Като член на ЕNTSO-E - Европейска организация на системните 

електроенергийни оператори (European Network of Transmission Systems 

Operators for Electricity), ЕСО ЕАД успешно работи за развитието на 

пазара на електроенергия в страната и по-нататъшното му интегриране 

в регионалния и европейските пазари, а наши специалисти са 

ръководители и активни членове на работни групи и комитети към 

ЕNTSO-E. 

През изминалата 2010 г. експертите от ЕСО продължиха успешната си 

работа по проекта за присъединяването на турската електроенергийна 

система в паралелна работа към електроенергийните системи 

на европейските страни. На 18 септември 2010 година в 10 часа и 25 

мин. бе началото на пробна паралелна работа, която според правилата 

на Европейската организация на системните оператори ЕNTSO-E ще 

продължи една година. 

През последната една година ЕСО ЕАД бе домакин на важни международни 

прояви от европейско и световно значение, сред които учредителна 

среща на подгрупа „Регионален пазар на балансираща 

електроенергия” и среща на групата към Комитета по търговия с 

електроенергия на ENTSO-E „Обединяване на пазара за електроенергия”. 

Благодаря на всички, допринесли за утвърждаване доброто име на ЕСО 

ЕАД, на целия състав на компанията и на нашите български и чуждестранни 

приятели. 

С уважение: 

Иван Йотов, 

Изпълнителен директор

Dear ladies and gentlemen, 

Dear colleagues, 

In 2010 the Electricity System Operator has fulfilled 

its overall duties to provide optimal control 

of the national power system with a high level 

of transmission reliability, while also performing 

its other obligations as set forth in the Contract 

on Transmission Grid Operation and Maintenance 

signed between Natsionalna Elektricheska 

Kompania EAD (NEK EAD) and ESO. 

The new corporate structure has contributed to 

optimizing the human factor and enabling 

knowledgeable and skilled young people to join 

the company. A new collective labour agreement 

was singed. It is the result of an efficient 

cooperation with the unions and guarantees 

protection for all ESO employees. 

The State Commission for Energy and Water 

Regulation (SCEWR) approved new Electricity 

Trading Rules in 2010. These regulate the hourly 

trade on all transactions and market organziation 

by means of balancing groups. Communication 

with market participants has significantly 

improved owing to the integration of a new 

web-based platform which enables them to 

monitor the entire schedules notification and 

registration process and generate settlement 

outcome files. Thus we continue to safeguard 

the observance of the established electricity 

market rules that guarantee transparency and 

equal footing for all stakeholders on a competitive 

basis supported by capacity allocation 

auctions. 

Despite the ongoing economic crisis, ESO managed to close the financial year 

with a positive balance considerably exceeding that for the previous year. 

Thanks to the innovative management methods coupled with the highly skilled 

performance at the central administration, the National Dispatching Center, the 

Network Operation Districts and the Territorial Dispatching Centers, ESO has 

lived up to its leading role in power supply and its good reputation within the 

Ministry of Economy, Energy and Tourism (MEET), NEK, SCEWR and the 

general public. 

As a member of the European Network of Transmission Systems Operators for 

Electricity (ЕNTSO-E), ESO has been working successfully for the development 

of the national electricity market and its further integration at both regional and 

pan-European levels. Our experts are full members of ENTSO-E’s working 

groups and committees. 

2010 saw ESO’s experts continue their efficient work on the project for parallel 

interconnection of the Turkish power system with ENTSO-E’s Continental 

Europe Synchronous Area. The trial parallel operation started on 18 September 

2010 at 9:25 CET and according to ENTSO-E rules is to last for one year. 

In 2010, ESO hosted several international events of European and global relevance, 

among which was the constituent assembly of the Regional Balancing 

Electricity Market Sub-Group and a meeting of the Market Integration Working 

Group within ENTSO-E’s Market Committee. 

I would like to extend my sincere gratitude to all those who have contributed to 

affirming the solid reputation of our company, to all of my colleagues and to 

our domestic and foreign friends. 

Sincerely 

Ivan Yotov 

Executive Director 

История, създаване 

и учредяване 

Електроенергийният системен оператор ЕАД (ЕСО ЕАД) е 

еднолично акционерно дружество, регистрирано от Софийски 

градски съд с Решение № 1 от 04.01.2007 г. по ф.д. № 16298/ 

2006 г., и вписано в Регистъра на търговските дружества под 

партиден № 112765, том 1528, регистър 1, страница 53. Седалището 

и адресът на управление на дружеството са: гр. София 

1404, район Триадица, бул. "Гоце Делчев" №105. ЕСО ЕАД е учредено 

с неопределен срок. Единният му идентификационен код е 

175201304. Регистрирано е по Закона за данък върху добавената 

стойност. Едноличен собственик на капитала е „Национална 

електрическа компания” ЕАД. Капиталът на дружеството е 

57 847 195 лева, разпределен в поименни акции. Капиталът е 

внесен от НЕК ЕАД с непарична вноска – недвижими имоти и 

активи на същата стойност. 

Основните приоритети в дейността на ЕСО ЕАД са насочени 

към изпълнение на задълженията му, предвидени в Закона за 

енергетиката и съпътстващата вторична нормативна 

уредба, а именно: управление на електроенергийната система; 

администриране пазара на електрическа енергия; техническа 

експлоатация и поддръжка на електропреносната мрежа в 

съответствие с договора, сключен с „Национална електрическа 

компания” ЕАД. 

Най-важната задача на ЕСО ЕАД е обезпечаване сигурността на 

електроснабдяването на страната и надеждната работата на 

електроенергийната система с цел гарантиране на електроенергийните 

доставки. Дружеството се управлява от Съвет 

на директорите, а непосредственото, ежедневно ръкводство 

се осъществява от Изпълнителния директор, съобразно 

Устава на ЕСО ЕАД. 

Background 

The Electricity System Operator EAD (ESO) is a sole joint stock 

company registered with Sofia City Court’s Decision No 1 of 

04.01.2007, company case Nr. 16298/2006, and incorporated into the 

Trade Register. Its head office is based at 105 Gotse Delchev blvd., 

Sofia 1404, Bulgaria. ESO is established for an indefinite period 

under UIC 175201304 and by virtue of the VAT Act. Its sole capital 

owner is Natsionalna Elektricheska Kompania EAD (NEK EAD) and 

the corporate capital stands at 57, 847, 195 BGN allocated in nominal 

shares. The capital is paid up by NEK through contribution in 

kind – immovable property and assets in equal value. 

ESO’s main priorities are focused on performing its obligations as 

set out by the Energy Law and its bylaws, i.e. power system 

operation, wholesale electricity market administration, as well as 

grid operation and maintenance under a contract executed with 

NEK EAD. 

The company’s top priority is to ensure security of domestic power 

supply and reliable power system operation aimed at guaranteeing 

the supplies of electricity. ESO is managed by an Executive Board. 

The direct, routine management is performed by the Executive 

Director in line with ESO’s Articles of Association. 

One of the 2010 highlights in terms of information 

support was the deployment of an ITC infrastructure 

for power system planning and control. 

Several centralized IT systems supporting various 

types of dispatching data were introduced 

as well. 

Facing real risk of a major blackout due to 

attempted thefts on the power system during 

the days preceding the New Year, on 31 December 

2010 our colleagues from Pleven, Lovech 

and Byala Slatina worked under extreme conditions 

to reenergize the affected 400 kV loop, 

which they succeeded in a timely manner. 

ANNUAL REPORT 2010 

05

Организационноуправленска 

структура 

Organisation 

Structure 

Численост и квалификация 

на персонала 

Важен приоритет за ЕСО ЕАД е успешното управление на 

човешките ресурси. Принципът, който е в основата на оценката 

и подбора на персонала, е специалистите да са професионлисти 

в своята област, способни навреме да се ориентират, 

да се концентрират, да проявяват отговорност, точност, 

прецизност в процеса на работа, да откриват нови 

параметри и решения, да комуникират по разнородни проблеми, 

да бъдат психически стабилни личности. Като резултат дружеството 

се ръководи от висококвалифицирани кадри, които 

заемат приоритетна позиция в структурата и определят не 

само стратегията и целите на дружеството, но и методите 

и средствата за тяхното реализиране. 

Staff & Expertise 

Efficient HR management represents a major priority for ESO. Staff 

evaluation and selection is based on the principle that all experts 

should be professional in their relevant field of expertise, while being 

able to orientate themselves in a timely manner, concentrate and 

demonstrate responsibility and a level of preciseness in their work, 

come up with new parameters and solutions, communicate on a 

variety of issues, and maintain composure when facing challenges. 

This has resulted in having a company run by highly skilled experts 

positioned within its structure in a way that enables them to define 

not only corporate strategy and goals but also suitable methods and 

means to put them into practice. 

Разпределение на персонала по 

класове, съгласно Националната 

класификация на професиите и 

длъжностите 

Staff breakdown 

by groups 

36,8% 

Оператори на машини, съоръжения и 

транспортни средства 

Machine & facility operators 

3,5% 

Работници не 

изискващи 

специална 

квалификация 

Low-key staff 

30,5% 

Квалифицирани 

производствени 

работници 

Highly skilled 

production staff 

0,10% 

Персонал 

зает с услуги 

Service personnel 

2,5% 

Административен 

персонал 

Administrative 

15,3% 

Аналитични 

5,2% специалисти 

Приложни 

Analytical experts 

специалисти 

Applied experts 

6,2% 

Висши служители 

и ръководители 

Senior and managerial 

06 ГОДИШЕН ОТЧЕТ 2010 

През 2010 г., в следствие на подробна оценка и анализ на 

работните места и производителността на труда и с цел 

ефективно обслужване на електроенергийната система, 

ръководството на дружеството предприе мерки за оптимизиране 

на заетия персонал. В резултат на това списъчният 

състав на персонала за 2010 година е 3881 човека. 

Повишаването на квалификацията на персонала, в съответствие 

с изискванията на най-новите световни техники 

и технологии в отрасъла, е основна цел в процеса на управлението 

на човешките ресурси. 

Специално внимание е обърнато на фирменото професионално 

обучение на персонала, тъй като в електроенергийния 

отрасъл са съсредоточени скъпи и сложни за експлоатация 

материални активи и той се нуждае от висококвалифициран 

ръководен и изпълнителски състав. 

В ЕСО ЕАД е създадена съвременна организация на непрекъснато 

фирмено професионално обучение в специален Център 

за професионална квалификация (ЦПК). В него се провеждат 

различни по длъжностни групи и тематика курсове с откъсване 

от работа за поддържане и разширяване на професионалните 

знания и умения на специалисти от системата не само 

на ЕСО ЕАД, но и на Е.ОН и НЕК ЕАД. През 2010 г. в центъра са 

преминали обучение общо 435 души, организирани в 35 курса. 

In 2010, following a detailed assessment and analysis of work 

places and labour performance, and in order to sustain efficient 

power system operation, the company executives took steps to 

boost employees’ performance. As a result, the 2010 payroll totals 

3881 persons. 

Staff qualification improvement in line with world’s latest technological 

standards in the industry is a foreground task of our HR 

management process. 

Substantial effort is focused on ensuring proper professional 

corporate training as the company incorporates const-intensive 

tangibles that take highly skilled executive and operational personnel 

to manage. 

ESO has a modern organization in place to support continuous 

corporate vocational training in a dedicated Occupational Expertise 

Center, holding detached courses in special areas and topics set to 

maintain and expand the expertise of personnel from ESO, E.ON and 

NEK EAD. 


07

Предмет на 

дейност 

Основната дейност на ЕСО ЕАД е управление на електроенергийната 

система. За дейността на дружеството е издаден 

лиценз с Решение № Р-052 от 28.12.2006 г. на Държавната 

комисия за енергийно и водно регулиране (ДКЕВР) за срок от 35 

години. Най-важните функции на ЕСО ЕАД са: 

Оперативно управление на ЕЕС; 

Aдминистриране пазара на електроенергия, като неразделна 

част от пазарния модел; 

Експлоатация и поддръжка на електропреносната мрежа, 

съгласно договор с НЕК ЕАД. 

Portfolio 

ESO is primarily in charge of power system operation. Тhe company 

has been licensed for a period of 35 years under SCEWR Decision 

Nr. Р-052/28.12.2006. The main tasks of ESO include: 

Power system operational control; 

Wholesale electricity market administration as an integral part of 

the market model; 

Power system operation and maintenance under a 

contract with NEK 

Централно диспечерско 

управление 

гарантира сигурността 

на електроенергийната 

система 

The National 

Dispatching 

Center: Ensuring a 

Reliable Power 

System 

ЕСО ЕАД, чрез Централното диспечерско управление (ЦДУ), осъществява 

централизирано оперативно управление, контрол и 

координиране режимите на електроенергийната система (ЕЕС), 

като основната задача е осигуряването на сигурна и икономична 

работа на ЕЕС и нейната синхронна работа с ЕЕС на 

страните от синхронната зона на ENSTO-E. 

Основните задачи, които се изпълняват, са: 

Поддържане на баланса между производството и потреблението 

на електроенергия в страната и планираните 

обменни мощности с ЕЕС на съседните страни; 

Aдминистриране пазара на електроенергия, като 

неразделна част от пазарния модел; 

Организиране на тръжни процедури за разпределяне на 

разполагаемата пропускателна способност на електроенергия 

по междусистемните сечения на България със съседните 

оператори; 

Осигуряване на технически условия и реализация на 

плановите графици за пренос на договорени количества 

електроенергия между участниците на пазара; 

Участие в определяне изискванията и условията за присъединяване 

на производители, потребители и обекти 

на разпределителните предприятия към електропреносната 

мрежа; 

Организиране подготовката на Годишна ремонтна 

програма на мрежа 400kV и 220kV на ЕЕС на България. 

ESO, through the National Dispatching Center (NDC), runs cenrtalized 

operation of the power system, control and coordination with a prime 

focus on ensuring reliability and cost-efficient performance of the 

power system and its parallel operation with the power systems within 

the synchronous area of ENTSO-E. NDC has four subordinate Territorial 

Dispatching Centers (TDC’s) covering the entire country. 

Main tasks being pursued: 

Maintain the generation/load balance and schedule exchange 

programmes with the neighbouring power systems; 

Wholesale market administration as an integral part of the 

market model; 

Organize auctions for ATC allocation across the interconnection 

lines coupling Bulgaria with its neighbour TSO's; 

Provide technical conditions and execute schedules for 

supply of contracted quantities of electricity between market 

participants enabling them to perform cross-border 

exchanges; 

Participate in defining grid access requirements and conditions 

for GENCO’s, distribution facilities and consumers 

directly connected to the transmission grid; 

Arrange preparation of an Annual Maintenance Schedule 

(AMS) for the 400 kV and 220 kV transmission lines of 

Bulgaria 



09

Оперативно 

управление на 

ЕЕС 

Power System 

Operational 

Control 

Принципи на 

управление 

на ЕЕС 

Power System 

Operation 

Principles 

През 2010 г. ЦДУ организираше предоставянето на редица 

системни услуги за ползвателите на електропреносната мрежа: 

Централизирано оперативно управление на ЕЕС, което 

включва: 

- регулиране на честотата и обменните мощности; 

- регулиране на напрежението и реактивните 

мощности; 

- оперативни превключвания за промяна конфигурацията 

на електрическата мрежа; 

- координация на паралелната работа на ЕЕС на България 

с другите ЕЕС от електроенергийното обединение на 

ENTSO-E; 

Противоаварийно управление на ЕЕС; 

Възстановяване на устойчивата паралелна работа на 

ЕЕС след евентуални системни аварии; 

Oсигуряване равнопоставеност на ползвателите при 

достъпа им до преносната мрежа, като се спазват 

изискванията за качество на електрическата енергия; 

Администриране на сделките с електрическа енергия, 

които се сключват по регулирани и свободно 

договорени цени. 

За изпълнение на посочените по-горе системни услуги се 

организира купуването на допълнителни услуги, предоставени 

от ползвателите на електропреносната мрежа: 

Резерв за първично регулиране на честотата; 

Резерв за вторично регулиране на честотата и 

обменните мощности; 

Въртящ и студен резерв за третично регулиране; 

Предоставен регулировъчен диапазон по реактивна 

мощност за регулиране на напрежението в 

електрическата мрежа; 

Участие на ползвателите на електрическата мрежа в 

Защитния план и в Плана за възстановяване на ЕЕС 

след системни аварии. 

За да може да гарантира сигурността на националната 

електропреносна система, ЕСО ЕАД периодично организира и 

провежда системни изпитания за проверка на спомагателните 

услуги и изпълнението на защитния план и плана за възстановяване 

на ЕЕС след тежки аварии. Те са своеобразен тест за проверка 

надеждността на ЕЕС в реални условия и резултатите 

от тях са особено важни при нейната оценка. 

In 2010, NDC has managed a number of system services for the transmission 

grid users: 

Centralized operational control of the power system, 

including: 

- Primary control; 

- Secondary control; 

- Operative switching to modify grid patterns; 

- Coordination of the Bulgarian power system parallel 

operation with ENTSO-E; 

Emergency control operation; 

Recover the stability of parallel operation after system 

disturbances; 

Provide an equal access for the transmission system users in 

conformity with the pertinent power quality criteria; 

Administration of the electricity transactions, which are 

governed by regulated and freely negotiated prices 

To deliver system services as outlined above, the purchase of ancillary 

services provided by grid users is being organized: 

Primary control reserve; 

Secondary control reserve; 

Spinning and ‘cold’ tertiary reserve; 

Available reactive power margin for grid voltage control; 

Grid user participation in the Defence Plan (DP) and the 

Emergency System Recovery Plan (ESRP) 

In order to guarantee the national transmission system’s reliability, ESO 

organizes and conducts recurrent system tests to check ancillary 

services as well as DP and ESRP deployment. Per se, these represent 

PS reliability tests in real conditions, meaning the results thereof are 

crucial for security assessment purposes. 

Режимите на работа на ЕЕС на България се основават на 

принципите за гарантиране сигурното, безопасно и ефективно 

функциониране на електроенергийната система, непрекъснатостта 

на снабдяването на потребителите с електрическа 

енергия, изпълнение изискванията на ENTSO-E и правилата за 

управление на електроенергийната система при минимални 

загуби при пренос и трансформация на електрическата енергия. 

Непрекъснато се контролира работата на управляващите 

системи в електрическите централи и системните автоматики 

в подстанциите. Периодично се организират и провеждат 

системни изпитания за проверка готовността на електрическите 

централи да предоставят допълнителни услуги и 

изпълнение на защитния план и плана за възстановяване. 

ЕСО ЕАД е пълноправен член на Европейската мрежа на 

системните оператори за пренос на електричество (ENTSO-E) 

и работи в режим на паралелна работа с европейските ЕЕС. 

Паралелната работа се осъществява в съответствие с 

"Operation Handbook" на ENTSO-E и се основава на принципите на 

взаимната изгода, солидарност и взаимна помощ при аварийни 

ситуации за гарантиране на сигурно, качествено и ефективно 

снабдяване на потребителите с електрическа енергия. 

Създаването на конкурентен пазар на електрическа енергия 

и поетапното му прилагане изисква системните оператори да 

извършват редица допълнителни дейности към дейностите по 

управление на електроенергийната система и поддържане и развитие 

на мрежите. В условията на пазарна среда търговските 

взаимоотношения се характеризират с голямо разнообразие, 

необходимост от почасово договаряне на покупките и продажбите 

на електрическа енергия, балансиране на участниците и 

регламентиране на правила за работа на пазар на балансираща 

енергия. 

За производителите на електрическа енергия либерализирането 

на пазарите и юридическото отделяне на операторите 

води до възникване на нови и понякога разнопосочни от гледна 

точка на икономическия интерес взаимоотношения. Като ползватели 

на мрежата, които предоставят необходимия резерв и 

допълнителни услуги, те гарантират изпълнението на задълженията 

на ЕСО съгласно лицензията за управление на електроенергийната 

система. Договорите на производителите с 

оператора осигуряват поддържането на необходимия баланс 

между производството и потреблението, сигурността и 

качеството на доставките. Тези задължения са приоритетни 

във всички енергийни системи без изключение. 

Планиране 

ЦДУ извършва прогнози на товарите и електропотреблението 

за целите на: 

инвестиционно планиране – период над пет години; 

годишно планиране – по месеци за следваща календарна 

година; 

месечно планиране – един месец предварително; 

The Bulgarian power system operation modes are based on the principles 

of ensuring a secure, safe and efficient power system operation, 

uninterrupted supply to the electricity consumers and fulfillment of the 

ENTSO-E standards and rules for power system operation with minimal 

transmission and transformation losses. The performance of both 

power plant and substation control systems is constantly being monitored. 

Organised and carried out on a periodic basis are system trials 

to check the power plants’ preparedness to provide ancillary services 

and also the implementation of the Defence Plan (DP) and the Emergency 

System Recovery Plan (ESRP). 

ESO is a full member of ENTSO-E and operates in parallel with the 

European power systems. The parallel operation is in line with the 

ENTSO-E Operation Handbook and based on the principles of mutual 

benefit, solidarity and cooperation in emergency situations aimed at 

ensuring reliable, qualitative and efficient power supply to the 

consumers. 

The establishment of a competitive electricity market and its 

gradual implementation requires that the TSO’s perform numerous 

activities beside those relevant to power system control and gird maintenance 

and development. In a market environment, the commercial 

relations feature high diversity and the need to negotiate electricity 

transactions on an hourly basis, balance the participants and establish 

rules for balancing market operation. 

For electricity producers, the market liberalization and legal unbundling 

of operators lead to new and sometimes controversial relations 

in terms of economic interest. As grid users who provide the 

necessary reserve and ancillary services, they ensure the fulfillment of 

ESO’s obligations in accordance with the license for power system 

operation. The contracts between the producers and ESO provide for 

maintaining the needed balance between generation and demand as 

well as the security and quality of supply. These obligations are of high 

priority in all power systems with no exception. 

Planning 

NDC makes load and demand forecasts for the purpose of: 

investment planning – for a period exceeding five years; 

annual planning – on a monthly basis for the next calendar 

year; 

monthly planning – a month ahead; 

weekly planning – a week ahead; 

daily planning – 24 hours in advance; 

intraday planning and postoperative control 

The forecasts being made account for the following factors: 

structural variations of load diagrams for past periods; 

weather forecasts and actual weather data; 

specifics of load diagrams for particular days such as national, 

religious and other holidays; 

the effects of forced pump operation of PSPP’s on load diagrams; 

the effects of RES on the operational reserve; 

statistic data on the country’s economic development 



11

седмично планиране – една седмица предварително; 

дневно планиране – едно денонощие предварително; 

планиране в рамките на текущото денонощие и 

следоперативен контрол. 

Съставяните прогнози отчитат следните фактори: 

структурни изменения на товаровите диаграми за 

минали периоди; 

метеорологични прогнози, както и фактически 

метеорологични данни; 

особеностите на товаровите диаграми за характерни 

дни – национални, религиозни и други празници; 

влиянието на принудения помпен режим на ПАВЕЦ 

върху товаровите диаграми; 

влиянието на ВЕИ върху размера на оперативния резерв; 

статистически и прогнозни данни за икономическото 

развитие на страната. 

При присъединяване на потребители, производители и 

обекти на разпределителните предприятия към преносната 

електрическа мрежа, ЦДУ участва в определяне изискванията и 

начина за присъединяване. 

Размерът на допълнителната услуга "първично регулиране", 

която ЕСО изкупува от производителите, се планира въз основа 

на задълженията, определени от ENTSO-E. Първично регулиране 

се закупува само от блокове на термични електроцентрали, в 

които то е активирано по диспечерско нареждане на ЦДУ. 

Първичното регулиране на подязовирни ВЕЦ на НЕК с мощност 

над 10MW е активирано перманентно и не се заплаща от ЕСО. 

Контролът на първичното регулиране се осъществява от 

отдел "Електрически режими" при ЦДУ. През 2010 г. е изкупен 

общо 694.8GWh резерв за първично регулиране от ТЕЦ „Бобов 

дол”, ТЕЦ „Варна”, ТЕЦ „Марица изток 2” и ТЕЦ „Марица изток 3”. 

Поддържането на напреженията в преносната електрическа 

мрежа в допустимите граници гарантира сигурната и 

безопасна работа на ЕЕС, техническите и икономическите 

характеристики на електрическите съоръжения, устойчивата 

работа на синхронните генератори и е условие за намаляване 

загубите при пренос и трансформация на електрическата 

енергия. 

When connecting consumers, producers and distribution facilities 

to the transmission grid, NDC partakes in specifying the connection 

requirements and modality. 

The volume of the ‘primary control’ ancillary service that ESO 

purchases from producers is planned based on the obligations defined 

by ENTSO-E. Keeping the transmission grid voltage levels within the 

allowable limits ensures a secure and safe operation of the power system, 

the technical and economic characteristics of power facilities, and 

stable operation of synchronous generators. It is also a necessary condition 

to limit the transmission and transformation losses. 


NDC plans the annual availabilities and idle periods of generation units 

according to a maximum reliability and equal monthly adequacy criterion. 

It prepares a total availability schedule and final maintenance 

schedule. 

NDC plans the annual, monthly and daily schedules for draining 

the complex and significant reservoirs and for using the HPP/PSPP 

cascades. It plans the ‘cold’ reserve by means of model calculations 

based on the principle of equilibrium between costs for procurement 

of the reserve and potential losses of not supplied electricity. 

NDC plans the necessary tertiary control reserve and its use. 

NDC determines the Net Transfer Capacity (NTC) of the 

interconnection lines for electricity exchanges with other ENTSO-E 

members. 

An important aspect of transmission system operation planning is 

the draw-up of an Annual Maintenance Schedule for 400 and 220 kV 

Grid of the Bulgarian Power System. 

The assessment of expected power system peak load, transmission 

bottlenecks under both normal and maintenance operation 

conditions and available technical possibilities for voltage control within 

allowable limits is made by planning a winter peak mode. 

NDC runs demand management under normal as well as abnormal 

power system operation conditions. Demand management for 

disturbance situations is intended to keep the power system integrity 

and limit the spread of emergency events caused by frequency drops, 

undervoltage, overloaded transmission elements or insufficient generation 

capacities. 

Генераторни мощности 

ЦДУ планира годишните разполагаемости и годишните престои 

на производствените агрегати по критерий за максимална 

надеждност и равномерна месечна адекватност, изготвя 

програма за общата разполагаемост и окончателната 

ремонтна програма. 

ЦДУ планира годишните, месечни и ежедневни графици за 

източване на комплексните и значими язовири и за използване 

на каскадите ВЕЦ/ПАВЕЦ. ЦДУ планира студения резерв чрез моделни 

изчисления, които извършва на принципа на равновесието 

между разходите за обезпечаване на резерва и потенциалните 

загуби от недоставена електроенергия. 

ЦДУ планира необходимия резерв за третично регулиране и 

неговото използване. 

ЦДУ определя разполагаемата пропускателна способност 

(NTC) по международните електропроводи, във връзка с обмена 

на електроенергия с останалите страни от ENTSO-E. 

Съществена част от планирането режима на работа на 

преносната електрическа мрежа е подготовката на "Годишна 

ремонтна програма на мрежа 400 и 220kV на ЕЕС на България". 

Оценка за очакваното максимално натоварване на ЕЕС, тесните 

места в преносната електрическа мрежа при нормални и 

ремонтни схеми и възможностите за регулиране на напреженията 

в допустимите граници с наличните технически средства 

се осъществява чрез планиране на зимен максимален 

режим. 

ЦДУ прилага управление на потреблението на ползвателите 

потребители в нормален и нарушен режим на електроенергийната 

система. Управлението на потреблението при 

смущения е предназначено да запази целостта на електроенергийната 

система и да ограничи развитието на аварийни събития 

при понижение на честотата, понижение на напрежението, 

претоварване на елементи на електропреносната мрежа, 

недостиг на генериращи мощности. 

DACF процедура 

За оценка сигурността и планиране режима на работа на преносната 

електрическа мрежа се използват изчислителни модели, 

като ежедневно се събира и обработва информация както 

в рамките на ЦДУ, така и в рамките на ENTSO-E, съгласно процедурата 

за ежедневно прогнозиране на ограниченията в ЕЕС ден 

напред (DACF - Day Ahead Congestion Forecast). Като резултат 

от процедурата се получава актуален модел за потокоразпределение, 

отразяващ състоянието на съседните и на Българската 

ЕЕС, който съдържа – топология, товар и генерация. Въз основа 

на този модел се извършва ежедневна проверка сигурността на 

работата на ЕЕС, т.е спазването на критерия “n-1”. 

DACF procedure 

Security assessment and transmission grid operation planning are 

based on calculation models and daily processing of data input within 

both NDC and ENTSO-E, following the Day Ahead Congestion Forecast 

(DACF) procedure. This procedure results in an updated load flow 

model reflecting the operational condition of the Bulgarian power system 

and its neighbouring systems. That model includes topology, load 

and generation. It is used to check the reliability of system operation, 

i.e. whether the N-1 criterion is met. 

System trials 

The Dolna Arda cascade rehabilitation was completed in 2010. In this 

respect, Ivaylovgrad HPP, Studen Kladenets HPP and Kardzhali HPPwent 

through system trials which included: 

operation modes and control systems accuracy checks; 

ancillary services quality verification; 

verifying the capability for participation in the emergency 

control and the Defence Plan 

Системни изпитания 

През 2010 г. завърши рехабилитацията на каскада „Долна Арда”. 

В тази връзка бяха проведени системни изпитания на ВЕЦ 

„Ивайловград”, ВЕЦ „Студен кладенец” и ВЕЦ „Кърджали”, които 

включват: 

Проверка режимите на работа и точността на управление 

на регулиращите и управляващите системи; 

Доказване качеството на предоставяните допълнителни 

услуги; 

Доказване на възможността за участие в противоаварийното 

управление и плана за възстановяване на ЕЕС. 



13

Електроенергийна 

система на 

Република България 

Производствени мощности 

Инсталирани и разполагаеми генераторни мощности по вид на 

електрическите централи, присъединени към преносната и разпределителните 

мрежи, в MW (бруто): 

ВИДОВЕ ЦЕНТРАЛИ 

POWER PLANT TYPE 

Инсталирана мощност 

Installed capacity, MW 

Bulgarian Power 

System 


Installed and available generation capacities by types of power plants 

connected to the transmission and distribution grids, MW (gross). 

Разполагаема мощност към годишния максимум 

Available capacity portion of annual maximum, MW 

АЕЦ / NPP 

ТЕЦ лигнитни въглища/ Lignite TPP 

ТЕЦ на черни и кафяви въглища / 

Hard coal TPP 

ТЕЦ на газ/ Gas TPP 

ВЕЦ, в т.ч.:/ HPP, incl.: 

ПАВЕЦ/ Pumped storage power plants 

подязовирни/ reservoir 

на дневен изравнител/ pondage 

на течащи води / run-of-river 

Вятърни ЕЦ/ Wind farms 

Фотоволтаични ЕЦ/ Photovoltaics 

2 000 

3 979 

1 678 

794 

3 108 

938 

1 266 

761 

143 

488 

25 

2 000 

3 064 

1 151 

789 

2 724 

938 

1 131 

655 

- 

- 

- 

16,57 

32,96 

13,90 

6,54 

18,02 

7,77 

- 

- 

- 

4,04 

0,21 

Общо/ Total 12 072 9 728 100 

% 

Електропроизводство 

Годишно електропроизводство в електрическите централи, 

присъединени към преносната и разпределителните мрежи в 

MWh (бруто): 

ВИДОВЕ ЦЕНТРАЛИ 

POWER PLANT TYPE 

АЕЦ/ NPP 

ТЕЦ лигнитни въглища/ Lignite TPP 

ТЕЦ на черни и кафяви въглища/ Hard coal TPP 

ТЕЦ на газ/ Gas TPP 

ВЕЦ, в т.ч.:/ HPP, incl.: 

ПАВЕЦ/ Pumped storage 

Фотоволтаични ЕЦ/ Photovoltaics 

Общо/ Total 

Структура на годишното електропроизводство 

по видове централи 

Electricity production 

Annual electricity production by the power plants connected to the 

transmission and distribution grids, MWh (gross). 

Производство 

Generation, MWh 

15 248 626 

18 084 160 

4 883 548 

1 847 777 

5 523 189 

636 462 

Вятърни ЕЦ/ Wind farms 658 181 

14 320 

46 259 801 

Structure of annual electricity production among 

power plants 

10,56% 

ТЕЦ на черни и 

Lignite TPP 

кафяви въглища 

Hard coal TPP 

10,82% 

39,09% 

ТЕЦ лигнитни 

въглища 

ВЕЦ 

HPP 

Структура на инсталираните мощности 

по видове централи MW, % 

13,90% 

ТЕЦ на черни и 

кафяви въглища 

Hard coal TPP 

Structure of installed capacity, MW, % 

6,54% 

ТЕЦ на газ 

Gas TPP 18,02% 

ВЕЦ 

HPP 

7,77% 

ПАВЕЦ 

Pumped storage 

32,96% 

АЕЦ 

NPP 

12,28% 

ВЕИ 

Renewables 

3,99% 

ТЕЦ на газ 

Gas TPP 

1,38% 

ПАВЕЦ 

Pumped storage 

1,42% 

Вятърни ЕЦ 

Wind farms 

0,03% 

Фотоволтаични ЕЦ 

Photovoltaics 

32,96% 

ТЕЦ лигнитни 

въглища 

Lignite TPP 

16,57% 

АЕЦ 

NPP 

22% 

ВЕИ 

Renewables 

4,04% 

Вятърни ЕЦ 

Wind farms 

0,21% 

Фотоволтаични ЕЦ 

Photovoltaics 



15

Електропотребление 

Брутно електропотребление (брутно производство минус 

салдо обмени и потребление на помпи в ПАВЕЦ): 

Electricity consumption 

Gross annual grid-connected power plants demand (gross generation 

minus netted exchanges and pump consumption of PSPP): 

Количествени показатели на 

ЕПМ през последните години, 

GWh 

Transmission grid quantitative 

indices over the last years, GWh 

Годишно електропотребление, бруто 

Gross annual demand, MWh 

Абсолютен максимален годишен товар, бруто 

Absolute gross annual peak load, MW 

Абсолютен миниимален годишен товар, бруто 

Absolute gross annual off-peak load, MW 

Годишна часова използваемост на абс. макс. товар 

Gross hourly utilization of absolute peak load 

Месец 

Month 

Януари/ Jan 

Февруари / Feb 

Март/ Mar 

Април/ Apr 

Май/ May 

Юни/ Jun 

Юли/ Jul 

Август/ Aug 

Септември/ Sep 

Октомври/ Oct 

Ноември/ Nov 

Декември/ Dec 

Абсолютен минимален товар 

Absolute off-peak load, MW 

2 835 

3 327 

3 114 

2 553 

2 459 

2 559 

2 770 

2 791 

2 663 

2 874 

2 971 

3 179 

Абсолютен максимален товар 

Absolute peak load, MW 

7 270 

6 673 

6 438 

4 839 

4 350 

4 434 

4 505 

4 744 

4 686 

5 734 

5 757 

6 813 

36 449 162 

7 270 

2 459 

5 014 

26.01.2010 вторник,19:00 

Tue 19:00 

07.05.2010 петък, 05:00 

Fri 05:00 

Потребление 

Demand, MWh 

3 855 394 

3 393 179 

3 338 523 

2 680 543 

2 534 441 

2 577 234 

2 752 528 

2 860 715 

2 614 635 

3 129 316 

3 020 678 

3 691 976 

Показател 

Index 

Брутна генерация от ЕЦ към ЕПМ 

PP gross generation fed into transmission grid 

Потребление и собствени нужди от ЕЦ 

PP consumption and auxiliary services 

Нетна генерация към мрежата 

Net generation fed into transmission grid 

Физически внос 

Physical import 

Нетна генерация към ЕПМ + внос 

Net generation fed into transmission grid + import 

Загуби от пренос и трансформация 

Transmission and transformation losses 

Брутно потребление от ЕМП 

Gross consumption from transmission grid 

Потребление ПАВЕЦ 

PSPP consumption 

Физически износ 

Physical export 

Нетно потребление от ЕПМ 

Net consumption from transmission grid 

2004 

41 539 

6 146 

35 393 

741 

36 134 

742 

35 392 

289 

6 620 

28 483 

2005 

44 259 

6 233 

38 026 

799 

38 826 

844 

37 982 

549 

8 380 

29 053 

2006 

45 710 

5 980 

39 730 

1 139 

40 869 

881 

39 988 

471 

8 391 

31 126 

2007 

43 093 

6 067 

37 026 

3 058 

40 084 

872 

39 212 

590 

7 538 

31 084 

2008 

44 831 

5 890 

38 941 

3 097 

42 038 

905 

41 133 

718 

8 441 

31 974 

Година/ Year 

2009 2010 

42 573 46 260 

5 307 4 689 

37 266 41 571 

2 662 1 168 

39 928 42 739 

847 895 

39 081 41 844 

927 988 

7 731 9 613 

30 423 31 243 

Изменение на абсолютните минимални и 

абсолютните максимални месечни товари в 

годишен разрез 

Variation of absolute off-peak and peak loads per 

months 

Mесеци/ Months 

16 ГОДИШЕН ОТЧЕТ 2010 ANNUAL REPORT 2010 17

Междусистемни 

електропроводи 

ЕЕС на България е свързана с ЕЕС на съседните страни чрез междусистемни 

електропроводи. Те осигуряват устойчивата и 

надеждна паралелна работа на българската ЕЕС със синхронната 

зона на континентална Европа. Продължава реконструкцията на 

п/ст "Варна", след която междусистемният електропровод 750kV 

”Съединение” между ЕЕС на България и Румъния ще се експлоатира 

на напрежение 400kV. 

От 18 септември 2010 година турската електроенергийна 

система, управлявана от турския системен оператор TEIAS, работи 

в паралел със Синхронната зона на Континентална Европа в 

първия „стабилизационен” етап на едногодишната пробна паралелна 

работа (без търговски обмени). Поради значителни отклонения 

на потоците на мощност по междусистемните електропроводи 

от плановите стойности, а в някои случаи и поява на нежелани 

нискочестотни колебания, етапът за стабилизиране беше 

удължен до достигане на определените от ENTSO-E критерии за 

качество на паралелната работа чрез прилагане на корективни 

мерки от страна на TEIAS. След изпълнението на критериите за 

качество на паралелната работа ще може да се премине към търговски 

обмени на електроенергия с Турция. 

Паралелната работа с европейските енергосистеми ще повиши 

сигурността и качеството на доставките на електроенергия 

за турските потребители и ще предостави достъп на 

Турция до Европейския пазар на електроенергия. 

Предистория 

Турският системен оператор TEIAS е подал своята кандидатура 

за започване на паралелна работа с енергообединението на европейските 

страни и за членство в организацията на европейските 

системни оператори ENTSO-E (правоприемник на UCTE) 

през март 2000 год. Съгласно действащите правила и установената 

практика на ENTSO-E e създадена специална работна група, 

която да анализира техническото състояние на турската енергосистема 

в съответствие със стандартите и критериите на 

ENTSO-E и да координира процеса на подготовка и присъединяване. 

В работната група са включени експерти от системните 

оператори на страните членки на ENTSO-E: България, Гърция, 

Германия, Швейцария, Италия, Франция и Сърбия. До м. ноември 

2010 г. работата й се ръководеше от представител на българския 

системен оператор ЕСО ЕАД, след което – от представител 

на гръцкия системен оператор HTSO. В рамките на проекта 

са проведени технически изследвания за анализ на техническите 

характеристики на турската енергосистема и за подобряване 

качеството на регулиране при паралелна работа в голямо енергийно 

обединение. По препоръка на работната група турската 

енергосистема извърши рехабилитация и модернизация на поголямата 

част от своите електрически централи и на системите 

за регулиране и управление на енергийните блокове. През 

м. декември 2009 г. в София между системните оператори на 

България, Гърция и Германия, като представители на ЕNTSO-E от 

една страна, и турския системен оператор, от друга, беше подписано 

Споразумение за регламентиране на стъпките и мерките, 

които трябва да бъдат изпълнени от турската страна, за да се 

осъществи паралелната работа. През зимата и пролетта на 

2010 г. успешно бяха извършени изпитания при самостоятелна 

работа на турската енергосистема. 

Interconnection lines 

The Bulgarian power system is interconnected with its neigbouring 

power systems via interconnection lines. These provide for its stable 

and reliable parallel operation within the Continental European 

Synchronous Area of ENTSO-E (successor to UCTE). After completion 

of the reconstruction works on Varna substation, which are still 

ongoing, the 750 kV Saedinenie cross-tie OHL between Bulgaria and 

Romania will be operated at 400 kV level. 

Since 18 September 2010, the Turkish power system run by 

TEIAS has been operating in parallel with the Continental European 

Synchronous Area as part of the first stabilization phase of the oneyear 

trial parallel operation (non-commercial exchanges). Due to 

significant power flow deviations from the scheduled values on the 

interconnection lines, and an occasional occurrence of low-frequency 

oscillations, the stabilization period was prolonged until the ENTSO-E 

criteria for quality of parallel operation are met by means of remedial 

measures taken by TEIAS. Once that happens, commercial electricity 

exchanges with Turkey will be possible. 

The parallel operation within the Continental European Synchronous 

Area will increase the quality and security of power supply in 

Turkey and will provide the country with access to the European electricity 

market. 

Background 

In March 2000, TEIAS made an application to UCTE (a predecessor to 

ENTSO-E) for synchronous interconnection to Continental Europe and 

for membership. In accordance with the rules and practices in place 

within ENTSO-E, a dedicated Project Group (PG) was set up and tasked 

to assess the technical condition of the Turkish power system in line 

with the relevant ENTSO-E standards and criteria and to co-ordinate 

the process of preparation and connection. The Project Group features 

TSO experts form ENTSO-E members: Bulgaria, Greece, Germany, 

Switzerland, Italy, France, and Serbia. Its work was led by an ESO 

representative up until November 2010, and HTSO took over thereafter. 

Investigations have been conducted to assess the Turkish power 

system’s technical characteristics and to improve control performance 

during interconnected parallel operation. Following PG recommendations, 

rehabilitation and modernization were carried out within the 

Turkish power system at most of the power plants and the units control 

systems. An agreement concerning the Procedure Steps and Measures 

to Achieve the Interconnection of the Turkish Power System with the 

Continental Europe synchronous area of ENTSO-E was signed in Sofia 

on 18 December 2009 between Bulgaria, Greece and Germany as 

ENTSO-E members, on one side, and TEIAS, on the other side. Tests 

for independent operation of the Turkish power system were 

successfully conducted in the winter and spring of 2010. 

Напрежение 

Voltage level, 

kV 

400 

400 

400 

400 

400 

400 

400 

400 

110 

110 

110 

110 

400 

400 

Име 

Interconnection 

line 

Дружба 

Druzhba 

Цънцарени 1 

Tantareni 1 

Цънцарени 2 

Tantareni 2 

Нишава 

Niashava 

Руен 

Ruen 

Пирин 

Pirin 

Сакар 

Sakar 

Одрин 

Edirne 

Връшка чука 

Vrska Cuka 

Ерма 

Erma 

Страцин 

Stracin 

Беласица 

Belasitsa 

Съединение 

Saedinenie 

Съседна 

страна 

Neighbouring 

country 

Румъния 

Romania 


Romania 


Romania 

Сърбия 

Serbia 

Македония 

FYROM 

Гърция 

Greece 

Турция 

Turkey 

Турция 

Turkey 

Сърбия 

Serbia 

Сърбия 

Serbia 


FYROM 


FYROM 


Romania 

Гърция 

Greece 

П/ст в 

България 

Substation 

in Bulgaria 

Добруджа 

Dobrudzha 

Козлодуй 

Kozloduy 

Козлодуй 

Kozloduy 

София Запад 

Sofia West 

Червена могила 

Crvena Mogila 

Благоевград 

Blagoevgrad 

Марица Изток 3 

Maritsa East 3 



Кула 

Kula 

Брезник 

Breznik 

Скакавица 

Skakavitsa 

Петрич 

Petrich 

Варна 

Varna 



П/ст в 

съседната страна 

Neighbour 

substation 

Исакча 

Isaccea 

Цънцарени 

Tantareni 

Цънцарени 

Tantareni 

Ниш 

Nish 

Щип 

Stip 

Солун 

Thessaloniki 

Хамитабат 

Hamitabat 

Хамитабат 

Hamitabat 

Зайчар 

Zajecar 

Върла 

Vrla 

Крива Паланка 

Kriva Palanka 

Сушица 

Sushitsa 

Исакча 

Isaccea 

Неа Санта 

Nea Santa 

Дължина 

Length 

km 

230.6 

115.7 

115.7 

122.5 

150.1 

176.8 

148.8 

158.8 

20.2 

64.1 

18.1 

32.6 

236.6 

140.0 

Паралелна работа 

в ENTSO-E 

Parallel operation in 

ENSTO-E 

Да 

Yes 

Да 

Yes 

Да 

Yes 

Да 

Yes 

Да 

Yes 

Да 

Yes 

Да 

Yes 

Да 

Yes 

Не 

No 

Не 

No 

Не 

No 

Не 

No 

Не 

No 

В проект 

Ongoing project 



19

Преносна способност 

През 2010 година не е регистрирана недостатъчна преносна 

способност в ЕПМ на страната. Ограничената презгранична 

преносна способност беше предоставена от ЕСО ЕАД и съседните 

системни оператори на заинтересувани ползватели чрез 

годишни, месечни, седмични и дневни търгове за права за презграничен 

пренос на електрическа енергия. Предоставената 

преносна способност е използвана от пазарните участници 

основно за износ на електроенергия към югозападната част на 

балканския регион в съответствие с изразеното търсене. 

Надеждност на ЕЕС и сигурност 

на електропотреблението 

За гарантиране сигурността на ЕЕС и снабдяването с електроенергия 

ЕСО ЕАД закупува “студен резерв” и спомагателни 

услуги от производители на електрическа енергия, под формата 

на разполагаемост на мощност. ЕСО ЕАД предоставя на ползвателите 

на електропреносната мрежа системни услуги, които 

включват закупените спомагателни услуги и услугите, които 

самият оператор извършва. 

Transmission capacity 

No grid transmission capacity deficit has been registered in 2010. 

The limited cross-border transmission capacity was made available 

by ESO and its neighbour TSO’s to interested CTR holders on annual, 

monthly, weekly and daily capacity allocation auctions. The allocated 

capacity was used by market participants primarily for electricity 

export to the South-Western Balkan region as per demand. 

System reliability and 

security of demand 

To guarantee power system reliability and security of supply, ESO buys 

cold reserve and ancillary services from GENCO’s in the form of power 

availability. It provides grid users with system services that include both 

ancillary services and such being carried out by the TSO itself. 

Пълноценно участие в първично регулиране на ТЕЦ, MW*h 636 328 Qualitative contribution of TPP in primary control, MW*h 

Бобов дол 

174 845 Bobov Dol 

Варна 

174 141 Varna 

Марица изток 2 171 450 Maritsa East 2 


Пълноценно участие във вторично регулиране на ТЕЦ, MW*h 

994 473 

Бобов дол 

183 396 Bobov Dol 

Варна 

298 156 Varna 



Qualitative contribution of TPP in secondary control, MW*h 

Електроенергиен 

пазар 

Финансовата и икономическа криза от края на 2008 г., продължила 

през 2009 и 2010 г., не оказа съществено влияние на 

търговската политика на компаниите в индустрията и решението 

им за включване в търговията по свободно договорени 

цени. През 2010 г. бяха приети от ДКЕВР новите Правила за 

търговия с електрическа енергия, регламентиращи почасова 

търговия по всички сделки и организация на пазара чрез балансиращи 

групи. Правилата ще влязат в сила след успешното 

провеждане на съответния тестови период. Комуникацията с 

участниците в пазара беше значително подобрена, чрез 

внедряване на нова web-базирана платформа, която позволява 

те да наблюдават целия процес по известяване и регистриране 

на графици за доставка и да генерират файлове за резултатите 

от сетълмента. 

Регистрирани участници 

Регистрираните участници са показани на Фиг. №1. 

Значителен ръст се наблюдава в регистрираните търговци 

на електрическа енергия. Темповете на нарастване през 

последните години намаляват, в сравнение с първите 

четири години след създаването на конкурентен пазар. 

Регистрирани търговски 

участници 

Registered market actors 

Фиг.1 

Fig.1 

Electricity Market 

The financial and economic crisis, which began in late 2008 and 

went through 2009 and 2010, has not had a substantial impact on the 

power industry and their decision to be active on the power market 

at freely negotiated prices. In 2010, SCEWR approved new Electricity 

Trading Rules regulating the hourly trade on all transactions as well 

as market organsiation by means of balancing groups. These Rules 

will take effect once the corresponding trial period is over. 

Communication with market actors has significantly improved by the 

integration of a new web-based platform which enables them to 

observe the entire schedules notification and registration process 

and generate settlement outcome files. 

Registered actors 

Fig. 1 shows the registered stakeholders. There has been a fair increase 

in the number of registered electricity produces. The upward 

trends have clearly settled down in recent years, as compared to the 

first four years that followed the establishment of a competitive market. 

Централи 

Power plants 

Разполагаемост за студен резерв 

Cold reserve availability 

Бруто/ Gross MW*h Нето/ Net MW*h 

Разполагаемост за спомагателни услуги 

Ancillary services availability 

Бруто/ Gross MW*h Нето/ Net MW*h 

МИ-2/ Maritsa East 2 - 917 800 - 1 028 918 

МИ-3/ Maritsa East 3 - 635 288 - 516 040 

Бобов дол/ Bobov Dol 671 889 - 284 517 - 

Варна/ Varna 3 853 361 - 547 345 - 

Марица 3/ Maritsa 3 - - 188 807 - 

ВЕЦ-НЕК/ NEK HPP 1 368 929 - - 942 159 

Общо / Total 7 447 267 - 3 507 786 - 


Търгувани количества 

2010 г. бележи отново ръст по отношение на търгуваните 

количества по графиците, регистрирани от ЕСО ЕАД. Общото 

количество енергия, търгувано от производителите по свободно 

договорени цени, за покриване на потреблението на 

потребители в страната и за износ, е 11 278 330 MWh, спрямо 

9 810 663 MWh през 2009. Общата заявена енергия от потребители 

по почасови графици е 4 518 873 MWh. Търгуваните 

количества през отделните месеци на 2009 и 2010 г. са 

показани на Фиг.№ 2 

Търгувани количества по 

свободно договорени цени 

2009 - 2010 г. 

Quantities traded at freely 

negotiated prices in 2009 

and 2010, MWh 

Фиг.2 

Fig.2 

Quantities traded 

2010 was once again one of growth when it comes to energy quantities 

traded on ESO-registered schedules. The total volume sold by 

producers at freely negotiated prices to cover the domestic demand 

and for export stood at 11 278 330 MWh, as opposed to 

9 810 663 MWh in 2009. The total consumer’s demand on hourly 

schedules was 4 518 873 MWh. A monthly breakdown for 2009 and 

2010 in shown in Fig. 2. 

Енергийни небаланси и цени на 

балансираща енергия 

Общият енергиен излишък през 2010 г. показва тенденция към намаляване, 

а общият енергиен недостиг се е увеличил с 41% спрямо 

2009 г. Преминаването към дневен процес на известяване, валидиране 

и регистиране на графици за доставка от 01.07.2009 г. е 

предпоставка за по-добро прогнозиране и възможност енергията 

да се търгува близо до реалния ден на доставка. Разпределението 

на небалансите по категории търговски участници и сравнителни 

данни за предходните две години са показани в Табл. 2. 

Разпределението на небалансите през отделните месеци на 

2010г. е показано на Фиг. 3. Средномесечните цени на балансиращата 

енергия през 2010 г. са показани на Фиг. 4. 

Нименование 

Item 

Производители 

Produsers 

Power unbalances and 

balancing energy prices 

The total energy surplus in 2010 demonstrates a downward trend, 

whereas the total energy deficit has gone up 41% versus 2009. The 

migration to daily notification, validation and registration of delivery 

schedules as of July 1, 2009 enables better forecasting and makes it 

possible to trade closer to the actual delivery day. Table 2 shows the 

unbalances distribution by types of market actors and reference data 

for the past couple of years. A monthly breakdown is shown in 

Fig. 3. The monthly balancing energy price averages for 2010 are 

shown in Fig. 4. 

Потребители 

Consumers 

Търговци 

Traders 

Табл. 2/ Table 2 

Енергиен излишък/ Energy surplus, MWh, 2010 2 636 230 250 9 572 242 458 

Енергиен излишък/ Energy surplus, MWh, 2009 0 378 018 2 055 380 073 

Енергиен излишък/ Energy surplus, MWh, 2008 111 294 243 556 1 140 355 990 

Енергиен недостиг/ Energy deficit, MWh, 2010 11 190 72 823 397 84 410 

Енергиен недостиг/ Energy deficit, MWh, 2009 620 59 096 22 59 738 

Енергиен недостиг/ Energy deficit, MWh, 2008 35 943 102 418 351 138 712 

Общо 

Total 

Участие на производителите 

в пазара 

През 2010 г. се запази доминиращото участие на АЕЦ „Козлодуй” и 

ТЕЦ „Марица Изток 2”, които реализират съответно 38.47% и 

37.6% от общата енергия. В пазара се включи нов производител – 

ТЕЦ „Свилоза”, с цялата производствена мощност. Съотношението 

между нетното производство и енергията, предоставена 

на пазара, е показано в Табл. № 1. Най-голям относителен дял от 

нетното производство на пазара предоставят ТЕЦ „Марица 

Изток 2” – 58.99 % и ТЕЦ „Свилоза” – 57.34%. 


Kozloduy NPP and Maritsa East TPP 2 continued to dominate the 

market in 2010, with total shares of 38.47% and 37.6%, respectively. 

A new producer, Sviloza TPP, stepped in at full capacity. The relationship 

between net electricity generation and supply on the market 

is shown in Table 1. As seen therein, the highest relative market 

share of net production is delivered by Maritsa East 2 TPP (58.99 %) 

and Sviloza TPP (57.34%). 

Количества балансираща 

енергия, MWh/месец 

Quantities of balancing 

energy, MWh/month 

Фиг.3 

Fig.3 

Участие на производителите в пазара 


№ 

Производител 

Producer 

Производство, MWh 

Generation, MWh 

Реализация на 

пазара, MWh 

Market volume, MWh 

% от произвоството 

% of net production 

Табл. 1/ Table 1 

% от реализацията 

на пазара 

% of market 

1 АЕЦ Козлодуй/ Kozloduy NPP 

14 236 361 4 339 742 30,48 38,47 

2 ТЕЦ Марица Изток 2/ Maritsa East 2 TPP 7 188 156 4 240 775 58,99 37,60 

3 ТЕЦ Варна/ Varna TPP 

0 0 0 

4 ТЕЦ Бобов дол/ Bobov Dol TPP 

1 934 916 72 237 3,73 0,64 

5 ТЕЦ Русе, бл.4/ Rousse TPP, Unit 4 

0 0 0 

6 Енерго-про/ Energo-pro 

218 417 7 668 3,51 0,07 

7 ТЕЦ Свищов/ Sviloza TPP 

383 857 220 133 57,34 1,96 

8 НЕК (енергиен микс)/ NEK (energy mix) 

2 397 775 21,26 

Общо/ Total 11 278 330 100 

Средномесечни цени на 

балансираща енергия 

Monthly average prices of 

balancing energy 

Фиг.4 

Fig.4 


Търгове за разпределение на 

преносна способност 

Средномесечните цени на придобитите търговски права за пренос 

(капацитети) през 2010 г. на отделните граници и по отделни 

направления, с отчитане на проведените годишни, 

месечни и дневни търгове, са посочени в Табл. 3 

От м. април 2010 г., в съответствие с изискванията на Регламент 

(EС) 1228/2003 ЕСО ЕАД и Транселектрика прилагат Общи 

тръжни правила за разпределение на преносните способности по 

българо-румънската граница. ЕСО ЕАД провежда годишните и 

месечни търгове за 100% от съгласуваната преносна способност, 

а Транселектрика провежда дневните търгове и търговете 

в рамките на деня. От м. юли 2010 г. ЕСО ЕАД обработва 

офертите за придобиване на търговски права за пренос по 

всички граници чрез web базирана платформа. 

BG-GR 4.19 

1 

2 

2.19 

3.74 

Очаквания и перспективи 

От м. януари 2011 г. се прилагат Общи тръжни правила на българо-гръцката 

граница. Продължава проектът по внедряване на 

нова система за администриране на пазара (Market Management 

System), изградена на модулен принцип, с отчитане на стандартите 

и изискванията на ENTSO-E и новите Правила за търговия 

с електрическа енергия. В процес на внедряване е модул за 

администриране на балансиращия пазар при новите условия и 

модул за организиран пазар „ден напред”. През 2011 г. ще бъдат 

осъществени тестове с търговските участници с цел подготовка 

и реален старт на новия пазарен модел през 2012 г. 

3 

4 

2.81 

5 

4.99 

6 

4.63 

Cross-border capacity 

allocation auctions 

Table 3 reports the monthly average prices of allocated CTR’s 

(capacities) for 2010. That statistics is broken down by crossborders, 

yearly, monthly, and daily auctions. 

Since April 2010, pursuant to Regulation (EС) 1228/2003, ESO 

and Transelectrica have been implementing Coordinated Auction 

Rules for Capacity Allocation across the BG-RO border. ESO performs 

the yearly and monthly auctions for 100 % of the ATC, while Transelectrica 

operates the daily and intra-day auctions. Since July 2010, 

ESO has been processing the bids for awarding CTR for all borders 

through its web-based platform. 

BG-RS 0.40 0.31 0.21 0.20 0.24 1.26 1.94 0.75 2.84 4.03 3.23 2.16 

BG-RO 0.66 0.51 0.44 0.29 0.20 0.59 1.60 0.51 0.59 0.43 0.39 1.05 

BG-FYROM 0.42 0.25 0.27 0.25 0.18 0.25 1.04 0.58 2.32 1.83 2.57 1.85 

GR-BG 0.24 0.13 0.09 0.09 0.13 0.08 0.11 0.07 0.16 0.10 0.02 0.02 

RS-BG 0.52 0.26 0.24 1.57 1.13 0.24 0.57 0.24 0.18 0.25 0.27 0.16 

RO-BG 0.91 0.68 0.66 0.76 0.31 0.66 0.78 1.31 0.49 0.68 1.19 0.41 

FYROM-BG - - - - - - - - 0 0 0.01 0.00 

7 

7.71 

8 

4.52 

9 

8.88 

10 

6.14 

3.76 

Expectations and prospects 

As of January 2011, similar rules as those referred to above are about 

to take effect for the BG-GR border. Also ongoing is the integration of 

a new Market Management System (MMS) built on a modular principle. 

It is based on both the ENSTO-E standards and requirements 

and the new Electricity Trading Rules. Two additional modules, one for 

balancing market management under the new conditions and one for 

day-ahead market organization, are in a process of deployment as 

well. In 2011, tests will jointly be carried out with market stakeholders 

to fine-tune the new market model for its commissioning in 2012. 

11 

Табл.3/ Table 3 

Средна цена за периода, 

Price average for the period 

of reference 

12 ЕUR / MW*h 

4.62 

4.85 

1.46 

0.61 

0.98 

0.10 

0.47 

0.74 

0.01 

Експлоатация и 

ремонт на 

преносната мрежа 

Организационната структура на дирекция Експлоатация и ремонт 

на преносната мрежа (ЕРПМ) включва: отдел „Експлоатация 

и ремонт на ел. подстанции”, отдел „Експлоатация и ремонт 

на електропроводи ВН”, отдел „Проектиране”, отдел 

„Строителство и антикорозионна защита на ел. съоръжения”, 

отдел „Техническо обслужване на база данни”, отдел „Силови 

транформатори” и 13 мрежови експлоатационни районa (МЕР) и 

15 мрежови експлоатационни подрайона (МЕПР), които обхващат 

цялата територия на България. 

Обект на дейността е експлоатацията и поддръжката на 

активите на електропреносната мрежа на страната, както 

следва: 

електропроводни линии с общата дължина 14 733 км., в 

това число: електропроводи 750 kV - 85 км., 400 kV - 

2327 км., 220 kV - 2815 км. и 110 kV - 9483 км; 

електрически подстанции - 294, в това число: подстанции 

750 kV - 1бр., 400 kV - 14 бр., 220 kV - 16 бр., 110 kV - 263 бр. 

Основните задачи, които дирекцията изпълнява при 

осъществяване на дейността си, са: 

текущо поддържане и ремонт на електропроводи и 

уредби ВН и Ср.Н в подстанции; 

периодичен технически контрол на състоянието на 

съоръженията; 

електрически измервания и диагностика на съоръжения 

ВН и Ср.Н; 

осигуряване на безопасни условия на труд и пожарна 

безопасност. 

Основните цели, за постигането на които се работи 

упорито и неотклонно, са: 

осигуряване на безаварийна и икономична работа на 

обслужваните съоръжения, устройства и системи; 

повишаване на икономическата ефективност при 

минимални разходи за поддръжка. 

При паралелната работа в ENTSO-E, ЕСО ЕАД, като основен 

партньор на Балканския регион, се стреми да повишава не само 

надеждността на преноса, но и икономическата ефективност 

при управление на активите, като въвежда и използва найсъвременните 

методи за планиране, поддръжка и мониторинг. 

В дружеството са внедрени и се използват система за 

упраление на активи (SAP/R3), система за диспечерско оперативно 

управление на ЕЕС (SCADA) и Географска информационна 

система (ГИС). Те имат и пряко отношение към повишаване на 

ефективността на работата на дирекция ЕРПМ. 

Transmission Grid 

Operation & 

Maintenance 

The GOM Department structure is composed of divisions as follows: 

Substations O&M, OHL O&M, Engineering, Power Facilities Construction 

& Anticorrosive Protection, Database Management, and Power 

Transformers. It includes 13 Network Operation Districts (NOD) and 15 

Network Operation Subdistricts (NOS) covering the entire territory of 

Bulgaria. 

This structure is responsible for grid assets operation and maintenance 

as follows: 

OHL’s with a total length of 14 733 m, including 

750 kV - 85 km, 400 kV - 2327 km, 220 kV - 2815 km, 

and 110 kV - 9483 km; 

294 substations, including 750 kV - 1 s/s, 400 kV -14 s/s, 

220 kV - 16 s/s, 110 kV - 263 s/s 

In carrying out its tasks, GOM is primarily focused on: 

regular maintenance of transmission lines and HV/MV 

substation f cilities; 

periodic technical state inspections; 

electrical measurements and diagnostics on HV and MV 

systems; 

occupational health & safety and fire protection 

Overall priorities being persistently pursued include: 

fail-safe and cost-efficient operation of the equipment under 

service; 

highest output at lowest upkeep expense, i.e. value for money 

As a synchronously interconnected member of ENSTO-E and 

main partner in the Balkan region, ESO is constantly striving 

to streamline transmission as well as asset management cost 

effectiveness by the introduction and use of cutting-edge planning, 

maintenance and monitoring tools. 

The company has put in place and runs dedicated asset 

management (SAP/R3), operational dispatch control (SCADA) and Geographic 

Information System (GIS). These platforms have a direct positive 

impact on GOM, having increased its performance. 


Мрежови 

експлоатационни 

райони (МЕР) 

Network Operation 

Districts (NOD’s) 

5 

6 

МЕР Плевен, Ръководител- Георги Пенчев 

Подстанции - 23 

Pleven NOD, Head - Georgi Penchev 

Substations - 23 

МЕР Горна Оряховица, Ръководител - Георги Илиев 


Gorna Oryahovitsa NOD, Head - George Iliev 


7 

МЕР Русе, Ръководител - Емил Костадинов 


Rousse NOD, Head - Emil Kostadinov 


8 

МЕР Шумен, Ръководител - Дилян Чолаков 


Shumen NOD, Head - Dilyan Cholakov 


9 

МЕР Варна, Ръководител - Мирчо Божков 


Varna NOD, Head - Mircho Bojkov 


1 

2 

3 

4 

МЕР София град, Ръководител - Чавдар Гергов 


Sofia City NOD, Head - Chavdar Gergov 


МЕР София област, 

Ръководител - Стилиян Чешмеджиев 


Sofia County NOD, Head - Stilian Cheshmedjiev 


МЕР Благоевград, Ръководител - Васил Камбуров 


Blagoevgrad NOD, Head - Vasil Kamburov 


МЕР Монтана, Ръководител - Гаврил Гаврилов 


Montana NOD, Head - Gavril Gavrilov 


10 

МЕР Бургас, Ръководител - Стоян Стоянов 


Bourgas NOD, Head - Stoyan Stoyanov 


11 

12 

13 

МЕР Стара Загора, Ръководител - Стоян Петров 


Stara Zagora NOD, Head - Stoyan Petrov 


МЕР Хасково, Ръководител - Тошо Тодоров 


Haskovo NOD, Head - Tosho Todorov 


МЕР Пловдив, Ръководител - Никола Алимански 


Plovdiv NOD, Head - Nikola Alimansky 



Ремонт и поддръжка 

на преносната 

мрежа 

Ремонтни дейности 

През 2010 г. ремонтните работи по електропроводи, свързани 

с подмяна на мълниезащитни въжета с нови с вградени оптични 

влакна тип OPGW, решават следните основни задачи: 

подобряване на организацията на РЗА; 

осигуряване на надеждна информационна връзка с новата 

сграда на ЕСО ЕАД и др.; 

подобряване на мълниезащитата на въздушните електропроводи 

чрез използване на алуминиевосплавни/ алуминизирани 

проводници. 

В оптичната мрежа на ЕСО ЕАД през 2010 г. беше осъществена 

оптична свързаност на п/ст „Шумен-център” и 

новата сграда на ЕСО ЕАД чрез изтегляне на OPGW с обща 

дължина 8,4 км. 

Ремонтите на електропроводи, свързани с подмяната на 

стълбове, проводници и мълниезащитни въжета, се извършват 

съгласно: 

„Програмата за поддържане, реконструкция и обновяване на 

съоръженията в електрическите мрежи 400, 220 и 110 кV на 

ЕЕС”; 

оценка на техническото състояние; 

необходимост от увеличаване на преносната способност; 

решаване на проблеми, свързани с „тесни” места на 

електропреносната мрежа в отделните региони. 

Изпълнението на предвидените ремонти се извършва при следните 

условия: 

използване на висококачествени стоманорешетъчни 

стълбове, заваръчна конструкция с дълготрайно 

антикорозионно покритие; 

използване на висококачествени горещо поцинковани 

стоманорешетъчни стълбове , болтова конструкция; 

фундиране по метода „стъпка в стъпка” с цел преодоляване 

затруднения при отчуждителните процедури; 

използване на висококачествена пресова и спирална 

арматура. 

Общата дължина на изцяло ремонтираните въздушни линии 

през годината е 70 км., а за 2009 г. е 78 км. За предходни 

години 2007 и 2008 г. е 52 км. 

Дейности по профилактика и 

поддръжка 

Дейностите по профилактика и поддръжка решават следните 

задачи: 

подобряване на мълниезащитната и на термичната устойчивост 

чрез подмяна на съществуващите мълниезащитни 

въжета; 

ограничаване на аварийните изключвания от намаляване 

на допустимото изолационно разстояние между тоководеща 

и заземена част, чрез монтаж на допълнителни контратежести 

на носителни вериги и подмяна на кобилици на 

мостови връзки; 

Grid Operation and 

Maintenance 

Maintenance activities 

The 2010 maintenance works on the replacement of ground wires with 

new OPGW achieved the following main tasks: 

improve the efficiency of relay protection and automation; 

provide a reliable data link with the new head office building 

of ESO, etc; 

upgrade the grid lightning protection by means of ACAR/ACSR 

conductors 

ESO’s optical network was interlinked to connect the Shumen 

Center substation with the new head office building by stringing 

OPGW’s with a total length of 8.4 km. 

OHL maintenance works on the replacement of towers, 

conductors and ground wires are carried out based on: 

the Program for Maintenance, Reconstruction and Refurbishment 

of the 400, 220 and 110 кV Grid Facilities; 

technical condition assessment; 

the need for transmission capacity increase; 

solving grid bottleneck issues in specific regions 

The scheduled maintenance activities are performed under the 

following conditions: 

use of high-quality steel latticed towers with welded type 

design and wearproof anti-corrosive coating; 

use of hi-performance hot-galvanized bolted type steel 

latticed towers; 

founding based on an incremental approach to overcome 

difficulties arising from expropriation procedures; 

deployment of hi-specification compressed and hooped 

reinforcement 

The total length of transmission lines overhauled in the 

reference year is 70 km, that figure being 78 km for 2009 and 

52 km for 2007 and 2008. 

Preventive maintenance 

Preventive maintenance activities are intended to: 

improve the lighting protection and thermal rating through 

replacement of the existing ground wires; 

decrease the number of emergency tripping events resulting 

from clearance violation between live and grounded circuits 

through installing additional counterweights on messengers 

and replacing jumper balance-beams; 

increase service life with new portal tower guys; 

improve the dielectric properties of insulation circuits by 

replacement of insulation units; 

limit wire galloping by installing inter-phase spacers; 

provide efficient vibration damping with high-performance 

dampers; 

remove clearance violations by using box beams and other 

design solutions; 

constantly maintain right-of-ways to ensure fail-safe operation 

and prevent forest fires; 

install new triggers from ground wires to earth leads and 

увеличаване на експлоатационния живот чрез подмяна на 

обтяжките на порталните стълбове; 

подобряване на изолационните характеристики на изолаторните 

вериги чрез подмяна на изолаторните елементи; 

ограничаване на явлението „игра” на проводниците чрез 

монтирането на междуфазни изолатори-дистанцонери; 

ефективно виброгасене чрез монтиране на висококачествени 

виброгасители; 

осигуряване на необходимите габаритни отстояния на 

места, където са нарушени чрез монтаж на призматични 

удължения и др. инженерни решения; 

постоянна поддръжка на просеките по дължина на ВЛ за 

осигуряване на безаварийна работа на съоръженията и 

недопускане на пожари в горския фонд; 

монтаж на нови спусъци от м.з.в. до заземителите и 

подмяна на самите заземители; 

осигуряване на достъпа до съоръженията, чрез направа - 

или възстановяване на временни пътища по трасетата 

на ВЛ; 

възстановяване на обрушени и частично разрушени 

фундаменти, подпорни стени, площадки и др.; 

подмяна на защитни пръстени по веригите на ВЛ 400 кV; 

възстановяване на липсващи (откраднати) елементи от 

стоманорешетъчните конструкции на стълбовете; 

възстановяване на антикорозионното покритие по СР 

конструкции; 

възстановяване на устройства за защита от птици и 

ОЖ табели. 

През 2010 г. се увеличи делът на извършването на дейностите 

по профилактика и поддръжка със собствени сили и 

материали от екипи на ЕСО ЕАД, в сравнение с този по 

възлагане на външни изпълнители от предходни години, като 

са подменени: 

120 км. мълниезащитни въжета С-50 и С-70, от които 65 км. 

със собствени сили; 

обтяжките на 53 стълба тип НПо; 

заземителите на 124 стълба, от които 36 бр. със 

собствени сили; 

над 6000 изолаторни елементи; 

170 бр. виброгасители, 48 бр. дистанционери и 150 бр. 

защитни пръстени; 

приблизително 20 000 м² антикорозионно покритие. 

Извършени са просеки на 4581 дка.разтителност, като 260 

дка. са със собствени сили. 

Ръководният състав на отдел „ЕР на ЕПВН” участва в различни 

семинари, комисии, презентации и процедури по внедряване 

на нововъведения в областта на енергетиката. 

Екипите на сектора по МЕР и МЕПР се включиха активно в 

отстраняването на няколко много тежки аварийни ситуации, 

настъпили в следствие на опити за кражби и др. 

replace earth leads; 

make sure that grid facilities are accessible by construction or 

rebuild of temporary access roads along the line routes; 

recover damaged or partially ruined foundations, support walls, 

platforms, etc.; 

replace guard rings on 400 кV OHL circuits; 

reinstall latticed structure components where missing (stolen); 

apply new anti-corrosive coating on latticed structures where 

needed; 

restore bird anti-perching devices and HV warning signs 

Rather than relying on external contactors, ESO’s maintenance 

activities in 2010 have increasingly been performed by own resources 

and teams, thus having replaced: 

120 km of С-50 and С-70 type ground wires, of which 65 km 

using internal resources; 

the guys of 53 portal support towers; 

the earth leads of 124 towers, of which 36 using internal 

resources; 

over 6.000 insulator units; 

170 vibration dampers, 48 inter-phase spacers and 150 guard rings; 

nearly 20.000 sq. m of anti-corrosive coating 

Altogether 4.581 da of vegetation has been cleared to make rightof-ways, 

of which 260 da using internal resources. 

The head of Power Line Operation and Maintenance Division took 

part in various workshops, commissions, presentations and 

procedures on the integration of new developments in the power 

engineering field. 

NOD and NOS maintenance teams were actively involved in the 

removal of several blackout situations caused by theft attempts or 

other triggers. 



29

Експлоатация и 

ремонт на електрически 

подстанции 

Ремонтни дейности 

През 2010 г. ремонтните работи в подстанциите са свързани с 

подмяната на физически амортизирани съоражения, релейни 

защити и ремонти по първична и вторична комутация. 

Ремонтните работи в подстанциите се извършват 

съгласно: 

„Програмата за поддържане, реконструкция и обновяване на 

съоръженията в електрическите мрежи 400, 220 и 110 кV 

на ЕЕС”; 

оценка на техническото състояние на съоръженията и 

апаратурата; 

решаване на проблеми свързани с „тесни” места. 

В разпределителни уредби (РУ) средно напрежение 

са подменени: 

Прекъсвачи Ср.Н – 25 бр. 

Токови трансформатори Ср.Н – 113 бр. 

Напреженови трансформатори Ср.Н – 49 бр. 

Вентилни отводи Ср.Н – 12 бр. 

Активни съпротивления – 2 бр. 

Цифрови релейни защити Ср.Н – 79 бр. 

В РУ високо напрежение са монтирани съоръжения, 

доставени по проект Е2: 

Прекъсвачи ВН – 51 бр. 

Разединители ВН – 62 бр. 

Токови трансформатори ВН – 111 бр. 

Напреженови трансформатори ВН – 162 бр. 

Комбинирани трансформатори ВН – 6 бр. 

Вентилни отводи ВН – 15 бр. 

Моторни задвижвания за разединители ВН – 32 бр. 

Командни шкафове – 51 бр. 

Цифрови релейни защити ВН – 36 бр. 

За подобряване качеството на доставяната електрическа 

енергия са подменени и въведени в експлоатация: 

Автоматични регулатори на напрежение – 34 бр. 

Автоматики за повторно включване (АПВ) Ср.Н–378 бр. 

За подобряване на сигурното захранване и управление 

на съоръженията и апаратурата, са подменени 

и въведени в експлоатация: 

Акумулаторни батерии – 22 бр. 

Зарядни устройства – 16 бр. 

Системи за управление на подстанции – 1 бр. 

Дейности по профилактика и 

поддръжка 

Дейностите по профилактика и поддръжка решават 

следните задачи: 

Substations Operation 

and Maintenance 

Maintenance activities 

The 2010 substations maintenance works were focused on 

replacing worn and torn facilities and relay protection devices as well 

as on the repair of primary and secondary switchingequipment. 

Substations maintenance works are based on: 

the Program for Maintenance, Reconstruction and Refurbishment 

of the 400, 220 and 110 kV Grid Facilities; 

technical assessment of facilities and equipment; 

solving bottleneck problems 

At medium voltage switchgears level, the following 

items were replaced: 

25 MV circuit breakers; 

113 MV current transformers; 

49 MV voltage transformers; 

12 MV surge arrestors; 

2 ohmic resistance units; 

79 MV digital relay protection sets 

At high voltage switchgears level, the following items 

were installed after being delivered under E2 project: 

51 HV circuit breakers; 

62 HV line disconnectors; 

111 HV current transformers; 

162 HV voltage transformers; 

6 HV combined transformers; 

15 HV surge arrestors; 

32 motor drives for HV line disconnectors; 

51 control cabinets; 

36 HV digital relay protection sets 

To improve power supply quality, replaced and commissioned 

were: 

34 automatic voltage controllers; 

378 MV autoreclosure units 

To step up the reliability of facilities and equipment 

power supply and control, replaced and commissioned 

were: 

22 accumulator batteries; 

16 chargers; 

1 substation control system 

Preventive maintenance 

Preventive maintenance activities are set to: 

limit the number of emergency tripping events due to power 

equipment and bus failures; 

limit the number of non-selective tripping events triggered by 

faulty operation of relay protection devices and circuit breakers; 

continuous maintenance of substation grass plots to 

ensure fail-safe equipment operation and fire prevention; 

ограничаване на аварийните изключвания от повреди по 

силовите съоръжения и ошиновка; 

ограничаване на неселективните изключвания от неправилна 

работа на релейните защити и прекъсвачи; 

постоянна поддръжка на тревните площи в подстанциите 

за осигуряване на безаварийна работа на съоръженията 

и недопускане на пожари; 

възстановяване на обрушени и частично разрушени 

фундаменти, площадки и др. 

Дейности, свързани с бъдещото развитие на електроенергийната 

система: 

участие в комисии и работни групи изготвящи технически 

изисквания за проектиране, ремонт и модернизация на подстанции, 

технически изисквания за инженеринг /проектиране 

и изграждане на нови подстанции/; 

разглеждане на идейни и работни проекти и изготвяне 

на становища по тях; 

изготвяне на становища по проекти за присъединяване към 

електропреносната мрежа на производители на електрическа 

енергия от възобновяеми източници /вятърни и 

соларни паркове/. 

Дейности по оптимизиране на складовото стопанство 

и осигуряванена необходимото обрудване и 

материали: 

участие при създаване и въвеждане на класификационна 

система на част от материалните запаси /електроматериали, 

механични материали и материали по охрана 

на труда/ и провеждане на обучения, презентации и 

семинари; 

участие при въвеждане на модул за планиране на потребностите 

от материални запаси /MRP/ в SAP R/3; 

изготвяне на технически изисквания и спецификации за 

доставка на оборудване, съоръжения и материали, необходими 

за техния монтаж и въвеждане в експлоатация, за 

извършване на ремонтни и строителномонтажни работи 

/СМР/ в РУ ВН и Ср.Н; 

участие при провеждане на обществени поръчки за 

доставки. 

Цех за ремонт на високомощни прекъсвачи 

През 2010 г. са извършени: 

Пълна ревизия на въздухоструйни прекъсвачи ВН –31 бр. 

Профилактика на прекъсвачи тип ММО 110 kV – 6 бр. 

Основен ремонт на компресорни уредби – 5 бр. 

Ремонт на вакуумни прекъсвачи Ср.Н. – 2 бр. 

Въведени в експлоатация елегазови прекъсвачи ВН–59 бр. 

recover damaged or partially ruined foundations, platforms, 

etc. 

Efforts focused on the future power system development: 

participation in commissions and working groups tasked with 

drafting substation design, maintenance and refurbishment 

standards as well as engineering standards (relevant to the 

design and construction of new substations); 

review of concept and design projects and prepare expert 

positions thereon; 

prepare expert position оn projects for grid connection of 

renewable power producers (wind and solar) 

Material stock optimisation and logistics: 

support the development and integration of a material classification 

system (electrical, mechanical and occupational safety 

materials) and conduct training courses, presentations and 

workshops; 

support the integration of a material reserve planning module 

(MRP)into the SAP R/3 system; 

draft technical requirements and specifications concerning 

the supply of equipment/facilities and materials needed for 

their installation and commissioning, as well as pertinent to 

the maintenance and construction works on high and 

medium voltage switchgears; 

involvement in supply-related public procurements 

Power Circuit Breakers Repair Shop: 

2010 saw: 

31 HV monitoring relays completely revised; 

6 circuit breakers of type ММО 110 kV subjected on preventive 

maintenance; 

5 compressor unit overhauled; 

2 vacuum circuit breakers repaired; 

59 HV SF6 breakers commissioned 



31

Силови 

трансформатори 

Power 

Transformers 

20.12.2010 г. общо 630 броя; контролирани съоръжения 

(силови и измерителни трансформатори на ЕСО ЕАД, 

трансформатори на външни клиенти) 378 бр.; 

Издадени протоколи за МЕР 621 бр.; 

Издадени протоколи за външни клиенти 9 бр. 

oils. To acknowledge the integration of that method, a lab sample 

was sent for interlaboratory tests in Netherlands; 

A license for working with an ionizing source unit was obtained. 

The staff involved went through a medical examination before 

being allowed to work in an ionizing radiation environment 

ДРСТ 

Извършени ревизии на активната част (АЧ) на трансформатора 

с повдигане на камбаната - 18 бр. - планирани за 

годината 12 бр.; 

Извършени люкови ревизии - 17 бр. - планирани за 

годината 13 бр.; 

Извършени ревизии на стъпалния регулатор (СР) - 45 бр. - 

планирани за годината 35 бр.; 

Извършени ел. измервания на трансформатори - 160 бр. 

- планирани за годината 114 бр.; 

Извършени монтажи на проходни изводи на трансформатори 

- 40 бр. - планирани за годината 29 бр.; 

Извършени преуплътнявания на трансформатори и др. 

- 42 бр. - планирани за годината преуплътнявания 27 бр.; 

Подстанции, в които са извършени ел.измерване и 

ремонтни дейности - 118 бр.; 

Трансформатори, на които са извършени ел.измервания 

и ремонти - 148 бр.; 

От общия брой дейности, извънредните (които не са 

по график) са: 92 бр. 

ЦЛЕМ 

Текущ контрол при експлоатация на маслонапълнени 

съоръжения. 

ЦЛЕМ София 

Издадени протоколи за периода от 01.01.2010 г. до 



трансформатори на външни клиенти) 474 бр.; 

Издадени протоколи за 7 бр. МЕР 936 бр.; 


ЦЛЕМ Пловдив 

Издадени протоколи за периода от 01.01.2010 г. до 

Power Transformer Diagnostics 

and Maintenance 

Active part inspections done: 18 vs. 12 acc. annual schedule; 

Trapdoor inspections done: 17 vs. 13 acc. annual schedule; 

Tap-changer inspections done: 45 vs. 35 acc. annual schedule; 

Measurements performed on power transformers (PT’s): 

160 vs. 114 acc. annual schedule; 

Bushings installed: 40 vs. 29 acc. annual schedule; 

Transformer resealing operations executed: 42 vs. 27 acc. 

annual schedule; 

Substations where measurements and maintenance activities 

were carried out: 118; 

Transformers on which measurements and maintenance 

activities were carried out: 148; 

Out of the total number of activities, the extraordinary ones 

(i.e. not scheduled) number 92 

Central Lab for Transformer Oils 

(CLTO) 

Routine controls of oil-filled facilities 

Sofia CLTO 

Total number of protocols issued between 1 Jan and 20 Dec 

2010: 1076; facilities inspected (ESO-owned PT’s and 

instrument transformers (IT’s) as well as such of external 

clients): 474; 

Protocols issued to 7 NOD’s: 936; 

Protocols issued to external clients: 140 

Plovdiv CLTO 


2010: 630 facilities inspected (ESO-owned PT’s and IT’s as 

well as such of external clients): 378; 

Protocols issued to NOD’s: 621; 

Protocols issued to external clients: 9 

Plovdiv Transformer Oils Regeneration Unit (TOR) 

Used oil processed for ESO needs: 309 MT; 

Suitable oil received for replacement and refill in 110kV 

transformers: 257 MT; 

Used oil processed by EVN-Elekrorazpredelenie Plovdiv: 

102 MT 

Varna CLTO 


2010: 587; facilities inspected (ESO-owned PT’s and IT’s and 

such of external clients): 338; 

Protocols issued to 4 NOD’s: 475; 

Protocols issued to external clients 112 

БРТМ Пловдив 

Преработено старо масло за нуждите на ЕСО ЕАД – 

309 тона; 

Получено годно масло за подмяна и доливане в т-ри 

110kV – 257 тона; 

Преработено старо от ЕВН-Електроразпределение 

Пловдив - 102,00 тона. 

ЦЛЕМ Варна 

издадени протоколи за периода от 01.01.2010 г. до 



трансформатори на външни клиенти) 338 броя; 

Издадени протоколи за 4 бр. МЕР 475 бр.; 


Внедрена нова апаратура и методи за измерване 

високоефективен течен хроматограф и внедрен метод 

за количествено определяне на фуранови производни в 

трансформаторни масла. За потвърждение внедряването 

на метода е изпратена лабораторна проба за 

участие в междулаборатони изпитания в Холандия; 

получен е нов лиценз за работа с йонизиращ източник – 

извършен е медицински преглед на персонала за до 

пуск до работа в среда с йонизиращи лъчения. 

Поддържане и разширяване обхвата на акредитацията 

разширяване обхвата на акредитация – със заповед 

№ 56/08.01.2010 г., след извършен планов одит от БСА 

(Българска служба за акредитация), е разширен обхватът 

на акредитация на ЦЛЕМ със следните показатели: 

„коефициент на диелектрични загуби”, „пробивно напрежение”, 

„показател на пречупване при 20°C”, „киселинно 

число 9 потенциометричен метод”; 

подготовка документация за разширяване обхвата на 

акредитацията за „Съдържание на вода в хартия и пресован 

картон, импрегнирани с масло” и „Определяне 

съдържанието на 2-фурфурал и сродни съединения”; 

участие в междулабораторни сравнителни изпитания в 

Холандия и получен Certificate of Excellence за трета 

поредна година в International Interlaboratory Institute for 

Petroleum Products; 

извършва се подготовка за създаване на работни методики 

за вътрешно калибриране и разпределението им по 

лаборатории, за което трябва да се уведоми БСА; 

подготвя се процедура за изготвяне на контролни 

карти за статистическа стабилност на отделните 

измервателни апарати; 

проведен е вътрешен одит на системата за управление на 

ЦЛЕМ и е в подготовка за преглед от ръководството на 

ЕСО ЕАД. 

Support and extension of the accreditation scope 

Based on Order Nr 56/08.01.2010, following a scheduled audit 

conducted by the Bulgarian Accreditation Service (BTS), the ac 

creditation of CLTO was extended in scope to include the follow 

ingparameters: dielectric loss factor, breakdown voltage, refraction 

index@20°C, acidity index 9 potentiometric method; 

Documentation was prepared to further extend the accreditation 

scope so as to include the measurement of: ‘moisture in 

oil-impregnated paper and pressboard’ and ‘2-furfural and 

related compounds’; 

The lab took part in interlaboratory comparative tests in Netherlands 

and was awarded a Certificate of Excellence for 

a third consecutive year at the International Interlaboratory 

Institute for Petroleum Products; 

Preparations are underway to develop internal calibration 

methodologies and distribute them among laboratories, of 

which BAS is to be informed; 

A procedure is being prepared to produce control cards for 

statistical stability of the individual measurement circuits; 

The CLTO management system was internally audited and is 

to be further inspected by ESO’s executives 

Norms and technical documentation 

ESO 2010 updated Guidelines for Operational Control of 

Mineral Dielectric Oils and ongoing preparation of the new 

edition to be published in 2011; 

In progress is the results processing of measurements 

intended to support the creation of standards regulating 

the maximum permissible gas-in-oil content for AT 220 

and 400 kV tap-changers; 

Also underway is the processing of results to be used for 

comparative assessment of maximum permissible dissolved 

gas concentration in the tanks of 110 kV, 220 kV and 400 kV 

power transformers and autotransformers for 2009 and 2010 


New measurement equipment and methods deployed 

One high-performance liquid chromatograph and a method 

for quantitative detection of furan derivatives in transformer 

Нормативно-техническа документация 

актуализация на инструкцията на ЕСО за контрол при 

експлоатация на минерални изолационни масла за 2010 и 

подготовка за новата редакция за 2011 г.; 


33

обработват се резултатите от измерванията за създаване 

на норми на пределно допустимо съдържание на газове 

в маслото на стъпални регулатори за автотрансформатори 

220 kV и 400 kV; 

обработват се резултатите за извършване на сравнителна 

оценка на пределно допустимите концентрации на 

газове в казаните на трансформатори и автотрансформатори 

за 110 kV, 220 kV и 400 kV за 2009 г. и 2010 г. 

Подвижна високоволтова 

лаборатория Варна 

Текущ контрол 

Издадени протоколи за периода от 05.2010 г. до 12.2010 г.: 

общо 61 бр. контролирани съоръжения (автотрансформатори, 

трансформатори, реактори и измерителни 

трансформатори на ЕСО ЕАД) 113 бр.; 

силови трансформатори и автотрансформатори – 37 бр.; 

измерителни трансформатори – 73 бр.; 

реактори – 3 бр. 

Поддържане и калибриране на апаратурата 

През месец февруари и март подвижната високоволтова 

лаборатория /ПВВЛ/ беше транспортирана в 

гр. Базел, Швейцария, където всички измервателни модули 

и системи бяха калибрирани в съответствие с класа 

си на точност. Допълнително бяха подменени амортизираните 

измервателни кабели за моста на оценка на 

състоянието на хартиено маслената изолация и уреда 

за измерване на реактанса на късо съединение, както 

беше и закупен нов мост за измерване на коефициента 

на трансформация; 

Беше издадено свидетелство за калибриране апаратурата 

на високоволтова лаборатория с годност 3 години. 

Нормативно-техническа документация 

Съвместно с група ДРСТ се извърши унификация на вида на протокола 

от изпитване на автотрансформатори и трансформатори. 

Mobile High-Voltage Lab (MHVL) 

Routine controls 

Total number of protocols issued between May and December 

2010: 61 facilities controlled (ESO-owned AT’s, PT’s, reactors 

and IT’s): 113 

PT’s and AT’s: 37 

IT’s: 73 

Reactors: 3 

Equipment servicing and calibration 

In February and March 2010 the MHVL was transported to 

Basel, Switzerland, where it had all of its instrument modules 

and systems calibrated to match their accuracy class. 

The old measuring cables for the bridge used to analyze the 

condition of paper and oil insulation as well as the instrument 

used to measure short-circuit reactance were both replaced 

and a new bridge transformer ratio measurement bridge was 

procured; 

A certificate for calibrating the HVML equipment was issued. 

Its validity is 3 years 

Norms and technical documentation 

The AT and PT test protocol had its type unified with the support of 

PTDM. 

Информационни 

технологии 

Акценти през 2010 г. 

Независимо от тежките условия за работа в икономическа 

криза през 2010 г., продължи развитието на информационната 

среда в ЕСО ЕАД. 

Основните акценти в развитието на информационните 

технологии в ЕСО ЕАД през 2010 г. бяха: 

Информационни системи за планиране и управление на ЕЕС; 

Развитие на системите за пазара на електроенергия; 

Осигуряване на прозрачност в работата на Системния 

оператор. 

Информационни системи за планиране и 

управление на ЕЕС 

През 2010 г. един от акцентите в работата по информационно 

осигуряване на Системния оператор беше развитието 

на информационната инфраструктура за планиране и управление 

на ЕЕС. Бяха внедрени няколко централизирани информационни 

системи за различни видове диспечерска информация: 

Системи за диспечерска ведомост в ТДУ, които осигуряват 

информация за производството и товара в ЕЕС на България, 

междусистемните обмени, състоянието на генериращите 

мощности в страната и др.; 

Система за следене на аварийността, която автоматизира 

процеса на събиране и анализ на информацията за настъпване 

на аварийни събития в ЕЕС. Системата дава бърз 

достъп на специалистите от ЕСО до пълната информацията 

за текущите аварии и възможност за ретроспективни 

аналитични справки; 

Система за събиране на информация от регистратори, чрез 

която на този етап се следи работата на междусистемната 

връзка между българската и присъединената през 

2010 г. турска електроенергийна система. 

Information 

Technologies 

Highlights 2010 

Despite worsened operative conditions brought about by the economic 

crisis, ESO’s ITC environment continued to evolve in 2010. 

Main ITC focuses in 2010 have been: 

Power system planning and control solutions 

Electricity market systems development 

Ensuring transparency into ESO’s activities 

Information systems for power system planning 

and control 

One of the IT priorities in 2010 was the deployment of an ITC infrastructure 

for power system planning and control. Several centralized solutions 

for various types of dispatching data were integrated: 

Dispatching register systems at Territorial Dispatch Units (TDUs) 

level providing information on the Bulgarian power system generation, 

load, cross-border exchanges, generating units condition, etc. 

A Faults Monitoring System that automates the process of power 

system emergency events data retrieval and processing. It enables 

ESO experts to get an instant access to the complete information 

on current grid emergency events and features a retrospective 

reporting capability 

An Event Recorder Data Retrieval System that currently monitors 

the interconnection line between the Bulgarian power system 

and the Turkish system which was synchronously connected on a 

trial basis in 2010 



35

Развитие на системите за пазара на 

електроенергия 

Въведена нова система за администриране на пазара на електроенергия 

с WEB базиран интерфейс за пазарните участници. 

Внедрена беше нова система за търгове с преносни способности. 

Работи се по информационно осигуряване за въвеждане на 

новите правила за търговия с електрическа енергия. 

Осигуряване на прозрачност в работата 

на системния оператор 

Едно от основните задължения на системния оператор е 

осигуряване на информационна прозрачност и равноправен 

достъп до информация на търговските участници. През 2010 г. 

в ЕСО ЕАД се акцентира върху предоставянето на достъп до 

все повече информация за състоянието на електроенергийната 

система, пазара на електроенергия и дейността на системния 

оператор. Развиват се системите за публикуване на информация 

на сайта на ЕСО ЕАД, както и за осигуряване на защитен 

достъп до информационни ресурси на оператора. 

Electricity market management systems 

A new Market Management System (MMS) with a web-based interface 

for market actors was integrated. 

A new Transmission Capacity Auctions System was also put in 

place. 

An ITC environment is being developed as well to enable implementation 

of the new Electricity Trading Rules. 

Providing transparency over ESO’s activities 

One major duty of ESO is to make sure that market actors are given an 

equal access to transparent information. The focus in 2010 has been on 

providing such access to an increasing amount of feedback on the 

power system condition, electricity market and system operator’s activities. 

Also under development are the systems for posting information 

on ESO’s web-site and for protected access to its dataresources. 

Международни 

контакти и 

сътрудничество 

ЕСО ЕАД е член на ЕNTSO-E - Европейска организация на системните 

електроенергийни оператори (European Network of Transmission 

Systems Operators for Electricity), учредена на 19 декември 2008 

г. и функционираща от 1 юли 2009 г. Тя обединява 42 оператора 

от 34 страни. Мисията на ENTSO-E e постигане на ефективен и 

конкурентен пазар на електроенергия при висока степен на сигурност 

на доставките, чрез пълна координация на дейностите 

на системните оператори на паневропейско равнище. На тази 

база Електроенергийният системен оператор работи за развитието 

на пазара на електроенергия в страната и по-нататъшното 

му интегриране в регионалния и европейските пазари, 

а водещи специалисти са активни членове на редица работни 

групи и комитети към ЕNTSO-E. 

International 

Contacts and 

Cooperation 

ESO is a member of the European Network of Transmission System 

Operators for Electricity (ENTSO-E) which was established on 19 

December 2009 and has been operational since 1 July 2009. It 

brings together 42 transmission system operators (TSO’s) from 34 

countries. ENTSO-E’s mission is to promote an efficient and competitive 

electricity market while maintaining a high level of security of 

power supply through Pan-European TSO coordination. Building on 

this, ESO has been working on the development of the domestic 

electricity market and its further integration at regional and European 

market level. ESO leading experts are active members of various 

working groups and committees within ЕNTSO-E. 

Международната организация „Посоки на бизнес инициатива” 

(BID – Business Initiative Directions) присъди за 2010 г. на 

«Електроенергиен системен оператор» ЕАД Награда за постижения 

при отлична работа и отговорност според международните 

стандарти за качество - Century International Gold Quality 

ERA (Excellence Responsibility Achievement) Award. 

The Business Initiative Directions (B.I.D.) has granted to Electricity System 

Operator EAD the Century International Gold Quality ERA Award 

2010 for its excellent performance and responsibility in line with the 

international quality standards. 

През 2010 г. ЕСО ЕАД бе домакин на важни международни прояви 

от европейско и световно значение: 

учредителна среща на подгрупа „Регионален пазар на 

балансираща електроенергия”; 

среща на групата към Комитета по търговия с електроенергия 

на ENTSO-E „Обединяване на пазара за електроенергия”; 

двустранна среща между ръководствата на HTSO – 

Гърция и ЕСО ЕАД; 

среща в рамките Проекта за присъединяване на Турция 

към европейската електрическа мрежа между специалисти 

от ЕСО ЕАД, TEIAS - Турция и HTSO – Гърция, включваща 

посещение на подстанциите „Марица Изток 3” – България, 

„Хамитабат” и „Бабаески” – Турция и „Неа Санта” – Гърция; 

работна среща на Групата на ENTSO-E за управление на 

Проекта за присъединяване на Турция към европейската 

електрическа мрежа, с цел отчитане на резултатите от 

едномесечната пробна паралелна работа; 

работна среща на „Континентална Югоизточна 

регионална работна група” към „Комитета за 

Системно планиране” на ENTSO-E. 

In 2010, ESO hosted some high-profile international events of European 

and global relevance. These include: 

the constituent assembly of the Regional Balancing Electricity 

Market Sub-Group; 

a meeting of the Market Integration Working Group 

which is part of ENTSO-E’s Market Committee structure; 

a bilateral meeting between HTSO and ESO at CEO level; 

a meeting within the Turkish system interconnection 

project among experts from ESO, TEIAS and HTSO, 

featuring visits to the substations of Maritsa East 3 (Bulgaria), 

Hamitabat and Babaeski (Turkey), and Nea Santa (Greece); 

a working meeting of ENTSO-E’s PM Group on the 

Turkish in terconnection project to assess the results 

of the one-month trial parallel operation; 

a working meeting of the Continental South East Regional 

Group within ENTSO-E System Operations Committee. 

Престижното място на ЕСО ЕАД в национален и международен 

план се определя не само от качеството му на надеждно 

звено при трудни енергийни ситуации на Балканския регион и в 

Европа, но и от възможностите му да осигурява добра комуникация 

при сътрудничеството с чуждестранни партньори. 

ESO’s prestigious position in both domestic and international 

terms is defined not only by its established role in difficult power 

supply situations in the Balkan region and Europe-wide, but also by 

its capability to provide good communication in support. 



37

Финансов отчет 

Инвестиционна програма 

Разчетът за изпълнение на обекти от Инвестиционната 

програма на ЕСО ЕАД за 2010 г. е в размер на 5 800,0 хил. лв., 

актуализиран с Протокол № 14/20.10.2010 г. от заседание на 

Съвета на директорите на ЕСО ЕАД – 5 350,0 хил. лв., в това 

число: 

За Дирекция ЕРПМ – 858,0 хил. лв.; 

За Дирекция ЦДУ – 4 492,0 хил. лв. 

Извършените разходи на ЕСО ЕАД са в размер на 5 601,3 хил. лв., 

които представляват 104,7 % от годишния разчет. 

Извършените разходи по дирекции са както следва: 

За Дирекция ЕРПМ – 991,24 хил. лв. или 115,5 % от годишния 

разчет за дирекцията. 

За Дирекция ЦДУ – 4 610,03 хил. лв., което представлява 

102,6 % от годишния разчет за дирекцията. 

Въведените активи към 31.12.2010 г. са на обща стойност 

8 075,7 хил.лв. От тях, в изпълнение на Инвестиционна програма 

на ЕСО ЕАД са 8 013 хил.лв. и прехвърлени разходи за капитализиране 

от Ремонтна програма на ЕСО EАД са 62,7 хил.лв. 

Изпълнението на програмата по видове дейности е както 

следва: 

За Дирекция ЕРПМ: 

Наименование на обекта 

ITEM 

Лимит за инвестиционни 

разходи 2010 /хил. лв./ 

Investment costs limit 

for 2010 /k BGN/ 

Financial Report 

Investment Program 

The investment allocation for facilities development in line with ESO Investment 

Program 2010 stood at 5 800.0 k BGN. At its session (MoM 

Nr. 14/20.10.2010), the Executive Board has updated that figure to 

5 350.0 k BGN, incl.: 

GOM Department: 858.0 k BGN; 

for NDC Department: 4 492.0 k BGN 

The costs spent by ESO amount to 5 601,3 k BGN, i.e. 104.7 % of the 

annual allocation. 

The costs breakdown by departments is as follows: 

for GOM Department: 991,24 k BGN, i.e. 115.5 % of its annual 

allocation; 

for NDC Department: 4 610.03 k BGN, i.e. 102.6 % of its annual 

allocation 

Commissioned assets as of 31 December 2010 total 8 075.7 k BGN, of 

which 8 013 k BGN in pursuance of ESO Investment Program 2010, and 

62.7 k BGN of exceeded capitalization costs under the Annual Maintenance 

Schedule (AMS). 

Investment Program implementation by types of activities: 

Извършени разходи по ИП 

към 31.12.2010 г. 

Cost spent under the Investment 

Program as of 31.12.2010 

For GOM Department 

% изпълнение към 

лимита (к.2/к.3х100) 

Performance of limit, % 

(column2/column 3х100) 

1 2 3 4 

ДИРЕКЦИЯ ЕРПМ /PART I. GOM DEPT. 858.0 991.2 115.53% 

Разходи по обекти/ Costs spent on facilities 38.00 113.6 298.95% 

Транспортни средства/ Means of transportation 247.0 247.94 100.38% 

Програмни продукти/ SW products 27.0 14.46 53.56% 

Офис обзавеждане / Office equipment 36.0 42.50 118.06% 

Развитие на информационни технологии/ ICT development 198.0 143.7 72.58% 

Доставки без монтаж / Deliveries without installation 312.0 366.3 117.40% 

Разходи прехвърлени от РП/ Costs transferred from AMS 62.7 

Сравнителен анализ на изпълнението на Инвестиционна 

програма на ЕСО 

за 2009 г. и 2010 г 

За Дирекция ЕРПМ 

За Дирекция ЦДУ 

Benchmarking study of ESO Investment 

Program implementation for 

2009 and 2010 

For GOM Department 

For NDC Department 

За Дирекция ЦДУ: 

For NDC Department 

Наименование на обекта 

ITEM 

Лимит за инвестиционни 

разходи 2010 /хил. лв./ 

Investment costs 

limit for 2010 /k BGN/ 

Извършени разходи по ИП 

към 31.12.2010 г. 

Cost spent under the Investment 

Program as of 31.12.2010 

% изпълнение към 

лимита (к.2/к.3х100) 

Performance of limit, % 

(column2/column 3х100) 

1 2 3 4 

ДИРЕКЦИЯ ЦДУ /PART II. NDC DEPT. 4 492.00 4 610.03 102.63% 

Транспортни средства/ Means of transportation 0.00 0.00 

Офис обзавеждане / Office equipment 9.35 7.88 84.24% 

Развитие на информационни технологии/ ICT development 1 120.65 2 634.39 235.08% 

Измервателна апаратура и инструменти/ 

Measurement equipment and instruments 

0.00 47.89 

Програмни продукти/ SW products 1 927.00 559.27 29.02% 

Модернизация и разширение на АСДУ/ 

1 435.00 1 360.61 94.82% 

Modernization and extension of ADCS 

Разходи прехвърлени от РП/ Costs transferred from AMS 

Във връзка с финансовата криза през 2010 г. в ЕСО ЕАД са предприети 

мерки за намаляване на разходите, включително и за инвестиции. 

Поради тази причина има значително намаление на 

разходите във всички раздели спрямо 2009 г. 

Увеличение на разходите има в раздели „Програмни продукти”, 

„Развитие на информационни технологии” и „Модернизация 

и разширение АСДУ”, което е пряко свързано с развитието 

на оперативното управление на ЕЕС и електроенергийния пазар. 

In response to the financial crisis, in 2010 ESO took steps to reduce 

costs, including those intended for investment. This explains the considerable 

costs reduction seen in all items as compared to 2009. 

Costs increase is observed in the items of ‘SW products’, ‘ICT 

development’, and ‘Modernization and extension of ADCS’, which is 

directly dependent on the development of both the power system 

operation control and the electricity market. 



39


Sales incomes 

Разходи за дейността 


Приходите от продажби на дружеството са в размер на 483 349 

хил. лв., в това число: 

приходи от управление на ЕЕС – 355 058 хил. лв.; 

приходи от постоянна съставка по договор с НЕК ЕАД – 

112 327 хил. лв.; 

приходи от променлива съставка по договор с НЕК ЕАД – 

15 964 хил. лв. 

Другите приходи от дейността са в размер на 8 115 хил. лв., в 

т.ч. приходи по договор с НЕК ЕАД за покриване на разходи за 

персонал, ремонт на активи на ЕСО ЕАД и дейности по профилактика 

и поддръжка на активи на НЕК ЕАД: 

приходи от реактивна енергия – 6 080 хил. лв.; 

приходи от продажби на краткотрайни активи; - 15 хил. лв.; 

приходи от неустойки по неизпълнени договорни 

задължения – 617 хил. лв.; 

приходи от финансирания за придобиване на дълготрайни 

активи – 208 хил. лв.; 

приходи от спомагателни дейности, наеми, застрахователни 

обезщетения и продажба на дълготрайни 

активи – 1 195 хил. лв. 

Corporate sales income totals 483 349 k BGN. This includes: 

EPS control: 355 058 k BGN; 

Flat rate contract with NEK: 112 327 k BGN; 

Variable rate contract with NEK: 15 964 k BGN 

Other corporate revenues amount to 8 115 k BGN, including 

a contract with NEK to cover costs on staff, ESO assets overhaul and 

preventive maintenance of NEK assets: 

reactive power: 6 080 k BGN; 

short-term asset sales: 15 k BGN; 

default penalties due to non-fulfillment contract 

obligations: 617 k BGN; 

long-term asset acquisition funding: 208 k BGN; 

auxiliary activities, loans, insurance compensations and 

fixed asset sales: 1 195 k BGN 

Разходите за дейността на дружеството са в размер на 

405 163 хил. лв., в това число: 

разходи за управление на ЕЕС – 277 286 хил. лв.; 

разходи за постоянна съставка по договор с НЕК ЕАД – 

111 913 хил. лв.; 

разходи свързани с променлива съставка по договор с 

НЕК ЕАД – 15 964 хил. лв. 

Структура на 

разходите на ЕСО ЕАД 

ESO costs distribution 

3,94% 

Разходи от ремонт на активи, 

собственост на НЕК ЕАД, 

по договор с НЕК ЕАД 

Costs on NEK assets maintenance 

under contract with NEK 

Activity-related costs stand at 405 163 K BGN, including: 

EPS control: 277 286 k BGN; 

flat rate contract with NEK: 111 913 k BGN; 

variable rate contract with NEK: 15 964 k BGN 

68,44% 

Разходи за управление на ЕЕС 

Power system control costs 

Структура на 

приходите на ЕСО ЕАД 

ESO revenues distribution 

73,46% 

Приходи от управление на ЕЕС 

Power system control revenues 

27,62% 

Разходи по договора с НЕК ЕАД за персонал, 

ремонт на активи на ЕСО ЕАД и дейности по 

профилактика и поддръжка на активи на НЕК ЕАД 

Costs under contract with NEK on staff, ESO assets repair 

and preventive maintenance of NEK assets 

3,30% 

Приходи от ремонт на активи, 

собственост на НЕК ЕАД, 

по договор с НЕК ЕАД 

Revenues of NEK assets 

under contract with NEK 

23,24% 

Приходи по договор с НЕК ЕАД за покривана разходи за 

персонал, ремонт на активи на ЕСО ЕАД и дейности по 

профилактика и поддръжка на активи на НЕК ЕАД 

Revenues under contract with NEK to cover costs on staff, 

repair ESO assets, and preventive maintenance of NEK assets 


Печалбата на дружеството е 85 741 хил. лв., а след 

данъчно облагане за периода е 77 155 хил. лв. 

Брутната печалба от дейността управление на ЕЕС 

е 77 772 хил. лв. 

Брутната печалба от постоянната съставка по договора 

с НЕК ЕАД е 414 хил. лв. 


For the reference year, the company has booked a profit of 

85 741 k BGN, and after tax recovery that figure is 77 155 k BGN. 

Gross profit from EPS operation: 77 772 k BGN 

Gross profit from flat rate contract with NEK: 414 k BGN 



41

Счетоводен баланс 

Balance sheet 

Анализ на финансовите 

показатели 

Financial indices 

Счетоводен баланс към 31.12.2010 г., хил. лв. 

Активи / Assets 

Нетекущи активи, в т.ч. 

Non-current assets, incl. 

Имоти, машини, съоръжения, оборудване 

PP & E 

Нематериални активи 

Intangibles 

Активи по отсрочени данъци 

Tax arrears assets 

Текущи активи, в т.ч. 

Current assets, incl. 

Материални запаси 

Stock of materials 

Търговски вземания 

Trade-related receivables 

Вземания от свързани лица 

Receivables from associates 

Данъчни вземания 

Tax receivables 

Други вземания 

Others 

Парични средства 

Cash asserts 

СУМА НА АКТИВА 

ASSETS TOTAL 

2010 

47 445 

40 256 

5 651 

1 538 

109 050 

12 794 

10 218 

83 767 

902 

1 369 

156 495 

BS table as of 31 Dec 2010, k BGN 

2009 Пасиви/ Liabilities 

2010 2009 

56 169 

44 886 

5 142 

6 141 

40 971 

15 859 

4 074 

17 499 

1 476 

1 547 

516 

97 140 

Собствен капитал, в т.ч. 

Equity, incl. 

Регистриран капитал 

Capital stock 

Резерви 

Reserve 

Натрупана загуба от минали години 

Accumulated loss from previous years 



Нетекущи задължения, в т.ч. 

Non-current liabilities, incl. 

Обезщетения при пенсиониране 

Retirement compensations 

Пасиви по отсрочени данъци 

Tax arrears liabilities 

Отсрочено финансиране 

Deferred funding 

Текущи задължения, в т.ч. 

Current liabilities, incl. 

Търговски задължения 

Trade-related liabilities 

Други текущи задължения 

Others 

СУМА НА КАПИТАЛА И ПАСИВА 

EQUITY&LIABILITIES TOTAL 

98 487 

60 329 

3 718 

(42 715) 

9 809 

8 142 

1 667 

48 199 

17 651 

30 548 

156 495 

21 332 

60 329 

3 718 

77 155 (42 715) 

7 205 

5 505 

1 700 

68 603 

43 486 

25 117 

97 140 

Анализът на основните финансови показатели е изготвен на 

базата на счетоводните отчети за 2009 г. и 2010 г. 

Показатели/ Indices 

Коефициент на рентабилност на приходите от продажби 

Sales incomes profitability 

Коефициент на рентабилност на собствения капитал 

Equity capital profitability 

Коефициент на рентабилност на пасивите 

Profit rate of liabilities 

Коефициент на капитализация на активите 

Assets capitalization 

Коефициент на ефективност на разходите 

Cost efficiency rate 

Коефициент на ефективност на приходите 

Incomes efficiency rate 

Коефициент на обща ликвидност 

Total liquidity 

Коефициент на бърза ликвидност 

Quick liquidity 

Коефициент на незабавна ликвидност 

Instant liquidity 

Показатели за рентабилност 

Profitability indices 

Показатели за ефективност 

Efficiency indices 

Показатели за ликвидност 

Liquidity indices 

The composite financial index analysis is based on the overall 

financial indices and the 2009 and 2010 account statements. 

Отчет/ Report 2010 

0.1568 

0.7834 

1.3301 

0.4930 

1.2110 

0.8258 

2.2667 

2.0007 

2.0007 

Отчет/ Report 2009 

(0.1059) 

(2.2233) 

(0.6256) 

(0.4882) 

0.9043 

1.1059 

0.5985 

0.3453 

0.3453 

Отчет за всеобхватния 

доход 

Отчет за доходите за периода 

01.01 – 31.12.2010 г., хил.лв. 


Други оперативни доходи от дейността 

Разходи за дейността 

Финансови приходи/разходи – нето 

Печалба преди облагане с данъци 

Приходи от данъци 

Нетна печалба за периода 

Друг всеобхватен доход за годината, нетно от данъци 

Общо всеобхватен доход за годината 

Consolidated income statement 

Income statement 1 Jan – 31 Dec 2010, k BGN 

Sales income 

Other operational incomes 


Net financial incomes/costs 

EBT 

Tax revenue 

Net profit for the period of reference 

Other consolidated, net from taxes 

Total annual consolidated income 

2010 

483 349 

8 115 

405 041 

(682) 

85 741 

(8 586) 

77 155 

77 155 

2009 

439 387 

8 534 

495 955 

(607) 

(47 427) 

4 712 

(42 715) 

2 118 

(40 597) 

Коефициент на абсолютна ликвидност 

Absolute liquidity 

Коефициент на платежоспособност 

Rate of solvency 

Коефициент на задлъжнялост 

Rate of indebtedness 

Коефициент на финансиране на дълготрайните активи 

Fixed assets funding rate 

Коефициент на финансирани на краткотрайните активи 

Current assets funding rate 

Показатели за финансова автономност 

Financial autonomy indices 

0.0285 

1.6978 

0.5890 

2.2826 

0.9931 

0.0075 

0.2814 

3.5537 

0.5081 

0.6965 



43

Легенда на 

съкращенията 

Acronym Key 

АЕЦ 

aтомна електроцентрала 

CLTO 

Central Lab for Transformer Oils 

ВЕЦ 

водноелектрическа централа 

ENTSO-E 

European Network of Transmission System Operators 

ВН 

високо напрежение 

for Electricity 

ВОК 

вътрешен одит и контрол 

EPS 

Electric Power System 

ДКЕВР 

Държавна комисия за енергийно и водно регулиране 

GOM 

Grid Operation and Maintenance 

ЕЕС 

електроенергийна система 

HPP 

Hydroelectric Power Plant 

ЕРПМ 

Експлоатация и ремонт на преносната мрежа 

HV 

High Voltage 

КЕЗБУТ 

Контрол на експлоатацията, здравословни и 

IAC 

Internal Audit and Control 

безопасни условия на труд 

MV 

Medium Voltage 

МЕР 

Мрежови експлоатационен район 

NDC 

National Dispatching Center 

СН 

средно напрежение 

NOD 

Network Operation District 

ТДУ 

Териториално диспечерско управление 

NPP 

Nuclear Power Plant 

ТЕЦ 

Tоплоелектрическа централа 

OC & OHS 

Operational Control and Occupational Health & Safety 

ЦДУ 

Централно диспечерско управление 

SCEWR 

State Commission for Energy and Water Regulation 

ЦЛЕМ 

Централна лаборатория за енергетични масла 

TDC 

Territorial Dispatching Center 

TPP 

Thermal Power Plant 

UCTE 

Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

ÅÑÎ ÅÀÄ 

ãð. Ñîôèÿ 1404, ÁÚËÃÀÐÈß 

áóë. ”Ãîöå Äåë÷åâ” 105 

òåë.: 02 969 6802, ôàêñ: 02 962 6189 

ESO EAD 

105, Gotse Delchev blvd. 

1404 Sofia, BULGARIA 

tel.: +359 2 969 6802, fax: +359 2 962 6189 

www.eso.bg

2010 - Електроенергиен системен оператор

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?