Енергетичний прогноз на 27 лютого - 5 березня: Весняна трансформація та зниження навантаження

Метеорологічні моделі ECMWF та GFS демонструють узгоджений сигнал стійкого потепління у період 27 лютого - 5 березня з переходом середньодобових температур через 0°C у позитивну зону. Денний температурний фон у північних та центральних регіонах очікується в межах +3…+8°C, на півдні – до +9…+13°C, при нічних значеннях -1…-4°C.

Зростання вологості до 80-95% у поєднанні з туманами підвищує ймовірність поверхневих струмів витоку та локальних спрацьовувань захисту на мережах 110-330 кВ, однак не створює системних обмежень для магістральної передачі.

Температурна динаміка формує стійку фазу сезонного зниження електроспоживання. За статистикою попередніх опалювальних сезонів, підвищення температури на 5°C у перехідний період зменшує навантаження на 6-9% від морозних максимумів. Це означає зниження вечірніх піків до орієнтовних 15-16 ГВт порівняно з 17-18 ГВт у періоди холодних хвиль лютого.

Перехід ТКЕ на мінімальні температурні графіки та скорочення теплового попиту населення знижують вечірні максимуми на 6-10% і зменшують навантаження на вузли 330-750 кВ, що технічно сприяє стабілізації режимів мережі.

Газовий ринок Європи входить у міжсезонну фазу стабілізації. Котирування TTF утримуються у коридорі €28-31/MWh (еквівалент близько $340-380 за 1000 куб. м), що відображає збалансований попит і достатній рівень запасів.

Заповненість ПСГ ЄС понад 50% істотно знижує ризики короткострокових цінових шоків. У практичному вимірі це означає природне скорочення споживання газу в секторі ЖКГ на 8-12% у тижневій динаміці та можливість більш ощадного використання ресурсу підземних сховищ без форсованого відбору.

На суміжних ринках електроенергії зберігається відносно стабільний ціновий коридор із тенденцією до денного зниження через зростання частки відновлюваних джерел. Очікувані діапазони: Польща (TGE) – €85-105/MWh, Румунія та Угорщина (OPCOM, HUPX) – €80-100/MWh.

Технічна спроможність імпорту електроенергії може сягати до 2 ГВт, однак у базовому режимі балансування більш імовірні обсяги 0,8-1,5 ГВт залежно від доступності перетинів, ринкової кон’юнктури та внутрішнього попиту.

Генераційна структура залишатиметься зміщеною у бік базової атомної генерації на рівні 8,5-9,2 ГВт за роботи до 9 енергоблоків, що формує понад 50% покриття системного навантаження. Теплова генерація (ТЕС і ТЕЦ) працюватиме у регульованому діапазоні 2,5-3,5 ГВт із поступовим зниженням ролі ТЕЦ через спад теплового навантаження. Маневровий ресурс ГЕС та ГАЕС оцінюється в межах 1,5-2,2 ГВт, що забезпечує покриття пікових коливань та балансування змінної генерації.

Збільшення світлового дня та інсоляції поступово підсилює внесок ВДЕ. Пікова денна сонячна генерація у ясні дні може досягати 1200-1800 МВт, тоді як середньодобовий внесок з урахуванням хмарності міжсезоння становитиме орієнтовно 600-1000 МВт. Це формує додаткове денне розвантаження теплової генерації та імпорту, але не створює стабільного базового ресурсу покриття вечірніх піків.

Зниження системного навантаження відкриває операційне вікно для ремонтної кампанії та дефектовки пошкоджених елементів мереж 330-750 кВ, особливо тих, що зазнали ушкоджень у зимовий період. Одночасно танення снігу та перезволоження ґрунтів підвищують ризик локальних підтоплень кабельної інфраструктури, підстанцій та насосних станцій, що підвищує вимоги до надійності живлення об’єктів водовідведення, але не має системного характеру.

Безпековий сценарій передбачає збереження тактики точкових уражень енергетичної інфраструктури з фокусом на мережеву логістику. Пріоритетними цілями залишаються підстанції видачі потужності, вузлові трансформаторні центри та елементи розподільчих мереж, що забезпечують передачу від базової генерації.

Метеофактор (тумани, підвищена вологість, низька хмарність) може використовуватися як додатковий елемент маскування для БпЛА середньої інтенсивності, що створює операційний тиск на ремонтні бригади та системи ППО без критичного виведення з ладу генерації.

У балансному вимірі за умов потепління прогнозне пікове споживання на рівні 15-16 ГВт покриватиметься сукупною генерацією (АЕС, ТЕС/ТЕЦ, ГЕС/ГАЕС, ВДЕ) та помірним імпортом. Оперативний резерв системи оцінюється на рівні 5-10% від навантаження з короткостроковим розширенням до ~10-12% у години високої сонячної генерації. Це свідчить про помірний, але достатній рівень гнучкості системи, а не надлишковий резерв.

Загалом період 27 лютого - 5 березня виглядає як керований сезонний вихід із зимового піку навантаження. Поєднання потепління, зростання частки денного ВДЕ, стабільного імпортного ресурсу та зниження теплового попиту створює сприятливі умови для стабільної роботи енергосистеми без системних обмежень, за винятком локальних ризиків у прифронтових регіонах та вузлах із високим ступенем пошкодження мережевої інфраструктури.