Адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов України
A reproducible methodology for deriving region-specific weighted efficiency coefficients for photovoltaic inverters from publicly available PVGIS data is developed and applied to 19 Ukrainian locations across five climate zones. Full 19-year hourly radiation series from PVGIS SARAH-3 (2005–2023) are...
Gespeichert in:
| Datum: | 2026 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainisch |
| Veröffentlicht: |
PE "Politekhperiodika", Book and Journal Publishers
2026
|
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | https://www.tkea.com.ua/index.php/journal/article/view/TKEA2026.1.45 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Technology and design in electronic equipment |
| Завантажити файл: |  |
Institution
Technology and design in electronic equipment| _version_ | 1872552517759401984 |
|---|---|
| author | Tverdovskyi, Ihor Stepenko, Serhii |
| author_facet | Tverdovskyi, Ihor Stepenko, Serhii |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Ihor Tverdovskyi",
"institution": "Chernihiv Polytechnic National University, Ukraine"
},
{
"author": "Serhii Stepenko",
"institution": "Chernihiv Polytechnic National University, Ukraine"
}
] |
| author_sort | Tverdovskyi, Ihor |
| baseUrl_str | https://www.tkea.com.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-08-03T14:14:28Z |
| description | A reproducible methodology for deriving region-specific weighted efficiency coefficients for photovoltaic inverters from publicly available PVGIS data is developed and applied to 19 Ukrainian locations across five climate zones. Full 19-year hourly radiation series from PVGIS SARAH-3 (2005–2023) are used instead of TMY (typical meteorological year) data to avoid systematic bias in the distribution tails.
Results reveal that the Ukrainian inverter operating profile differs substantially from the EU standard (EN 50530): the dominant 50% load point weight decreases from 0.48 (EU) to 0.32 (Ukraine), while the 75% load point — which is absent from the EU formula — captures 0.36 of annual energy. The 100% load point weight drops from 0.20 to 0.004, indicating that Ukrainian inverters virtually never reach full rated power. A clear north-south gradient is observed across five climate zones.
Application to six commercial inverters popular in the Ukrainian market demonstrates ranking changes between the EU and Ukraine-specific metrics. Uncertainty analysis using the resampling method (1000 resamples) confirms statistical robustness with 95% confidence intervals below ±0.006 for all weighting coefficients. Sensitivity analysis shows that the results are stable for inverter loading ratios up to 1.2. The impact of Ukraine’s grid instability (1,951 hours of blackouts in 2024) on effective inverter utilization is discussed. The methodology is transferable to any region covered by PVGIS.
Keywords: photovoltaic inverter, weighted efficiency, power conversion efficiency, national weighted efficiency, PVGIS, European efficiency, California efficiency. |
| doi_str_mv | 10.15222/TKEA2026.1.45 |
| first_indexed | 2026-08-04T01:00:42Z |
| format | Article |
| fulltext |
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 1 45ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
45
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
УДК 621.314.58:620.92:551.521(477)
Ігор ТВЕРДОВСЬКИЙ, Сергій СТЕПЕНКО
Україна, Національний університет «Чернігівська політехніка»
АДАПТАЦІЯ МЕТОДУ ОЦІНКИ ЗВАЖЕНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ
ФОТОЕЛЕКТРИЧНИХ ІНВЕРТОРІВ ДО КЛІМАТИЧНИХ
ТА ЕКСПЛУАТАЦІЙНИХ УМОВ УКРАЇНИ
Глобальна встановлена потужність фотоелектрич-
них (ФЕ) систем перевищила 1,5 ТВт у 2024 році,
при цьому Україна має понад 8 ГВт встановленої
сонячної потужності [1], [2]. В умовах енергетич-
ної кризи, спричиненої руйнуванням понад 65% ге-
нерувальних потужностей країни внаслідок систем-
них і цілеспрямованих атак армії РФ, розподілена
сонячна генерація стає критичним елементом енер-
гетичної безпеки нашої держави. Кількість побуто-
вих споживачів-виробників (просьюмерів) зросла до
53 000, а частка нових установок з акумуляторними
системами перевищує 40% [1].
Ефективність інвертора є ключовим параметром
для проєктування ФЕ-систем та прогнозування ви-
роблення електроенергії. Для порівняння інверторів
використовуються зважені показники ефективності:
європейська ефективність ηEU, визначена стандар-
том EN 50530 [3] та запропонована Jantsch, Schmidt
і Schmid у Fraunhofer ISE (1992) [4], і каліфорній-
ська ефективність ηCEC [5]. Обидві метрики вико-
ристовують фіксовані вагові коефіцієнти, що відо-
бражають розподіл сонячної іррадіації конкретних
регіо нів: центральної Європи (близько 48 – 50° пн. ш.)
для ηEU та Каліфорнії для ηCEC. Математичні мо-
делі ефективності інверторів, що використовують-
ся у програмному забезпеченні для моделювання
ФЕ-систем, детально описані у [6], а підхід Sandia
National Laboratories до моделювання ефективності
мережевих ФЕ-інверторів — у [7].
Зважена європейська ефективність (european
efficiency, euro efficiency, euro-eta) — це середньозва-
жений коефіцієнт корисної дії (ККД) інвертора, що
Розроблено методику визначення регіональних зважених коефіцієнтів ефективності фотоелектричних інверторів на
основі даних PVGIS SARAH-3 (2005–2023). Методику застосовано для 19 локацій України, що охоплюють п’ять кліма-
тичних зон. Запропоновано та розраховано національний зважений коефіцієнт корисної дії (ККД) та проведено порів-
няння з європейським та каліфорнійським зваженими ККД. Встановлено, що розподіл робочих точок інверторів в Україні
суттєво відрізняється від закладеного в європейському стандарті оцінки їхньої ефективності. Зокрема, вага домінантної
точки навантаження 50% зменшується більш ніж удвічі порівняно з європейською метрикою, а найбільшу частку річної
енергії (майже 40%) акумулює точка 75%, яка взагалі відсутня в європейській формулі. На практиці це призводить до
зміни рейтингу комерційних інверторів та має важливе значення для проєктування фотоелектричних систем в Україні.
Ключові слова: фотоелектричний інвертор, зважена ефективність, коефіцієнт корисної дії, національний зважений
ККД, PVGIS, європейська ефективність, каліфорнійська ефективність.
враховує реальний розподіл часу функціонування при-
строю на різних рівнях потужності протягом року. На
відміну від максимальної (пікової) ефективно сті, яка
досягається за ідеальних лабораторних умов при но-
мінальному навантаженні, зважена ефективність відо-
бражає реальну продуктивність інвертора в польових
умовах, де він працює з різною потужні стю залежно
від рівня сонячної іррадіації (хмарність, ранкові та ве-
чірні години, сезонні зміни). Вища зважена ефектив-
ність (у сучасних інверторів вона сягає 97 – 98%) озна-
чає менші втрати енергії при перетворенні постійно-
го струму від ФЕ-модулів у змінний струм для мере-
жі або споживача, що безпосередньо впливає на еко-
номічну ефективність фото електричної станції.
У контексті інтеграції України до європейського
енергетичного ринку (в березні 2022 року заверше-
но синхронізацію з ENTSO-E, Україна отримала ста-
тус кандидата в ЄС, триває гармонізація стандартів)
постає питання, чи адекватно європейські стандар-
ти оцінки ефективності ФЕ-інверторів відображають
реальні умови експлуатації в Україні. Для відповіді
проаналізуємо дані сонячної іррадіації для 19 лока-
цій України та надамо кількісну оцінку.
Аналіз публікацій та постановка проблеми
Зважена ефективність ηEU була запропонова-
на Jantsch et al. [4] у 1992 році на базі Fraunhofer ISE
(Фрайбург, Німеччина) та формалізована стандартом
EN 50530 [3]. Стандарт визначає загальну ефективність
інвертора як добуток ефективності перетворення та ста-
тичної ефективності відстеження точки максимальної
потужності (maximum power point tracking, MPPT):
ηtotal = ηconv ηMPPT. Стандарт IEEE 1526 [8] визначає ре-
DOI: 10.15222/TKEA2026.1.45
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 146 ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
46
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
комендовану практику тестування продуктивності ав-
тономних ФЕ-систем. У формулі для ηEU використову-
ється шість точок навантаження з ваговими коефіцієн-
тами, що відображають частку енергії на кожному рівні:
ηEU = 0,03η5% + 0,06η10% + 0,13η20% + 0,10η30% +
+ 0,48η50% + 0,20η100%. (1)
Для каліфорнійської ефективності ηCEC викори-
стовується інший набір точок з домінантною вагою
0,53 для 75% навантаження інвертора, що відобра-
жає вищу сонячну іррадіацію, типову для Каліфорнії:
ηCEC = 0,04η10% + 0,05η20% + 0,12η30% + 0,21η50% +
+ 0,53η75% + 0,05η 100%. (2)
Обмеженість обох стандартизованих підходів поля-
гає у їх прив’язці до конкретного клімату. Це мотиву-
вало дослідників з різних країн до розробки численних
регіональних альтернатив. Моделювання електричної
ефективності інверторів за межами стандартних кри-
вих досліджено Driesse et al. [9]. Ongun та Ozdemir
[10] запропонували коефіцієнт ηIZMIR для середзем-
номорського клімату Туреччини. Rahman et al. [11]
розробили метрику ηEQUA для екваторіальних регіонів
(Малайзія), де 70% енергії генерується при сонячній
іррадіації вище 500 Вт/м². Nasir [12] вивів коефіці-
єнт ηBAGHDAD для аридного клімату Іраку. Byamungu
[13] адаптував методику для Південної Африки
(Кейптаун), а Kalathil та Krishnamurthy [14] запропо-
нували регіональні коефіцієнти для тропічного кліма-
ту Ченнаї (Індія). Harish et al. [15] провели аналогіч-
не дослідження для індійських ФЕ-станцій. Dupont,
Rech та Pinheiro [16] розробили методику обчислен-
ня зважених коефіцієнтів на основі експлуатаційних
даних для умов Бразилії, а Burger та Ruther [17] до-
слідили вплив коефіцієнта завантаження інвертора
на загальну продуктивність ФЕ-системи. Водночас
для України аналогічних регіональних зважених
коефіцієнтів досі не розроблено.
Аналіз провідних українських наукових фахових
видань підтверджує наявність значного доробку у
суміжних напрямках, проте не представлені дослі-
дження саме зваженої ефективності інверторів для
ФЕ-станцій. Так, в роботі [18] описано досліджен-
ня структури однофазних перетворювальних агре-
гатів для комбінованих систем електропостачання
з ФЕ-перетворювачами, а у [19] запропоновано ба-
гатофункціональний перетворювач для однофазних
комбінованих систем локальних об’єктів. Автори
[20] проаналізували регулювання напруги та реак-
тивної потужності в розподільних мережах за допо-
могою розосереджених відновлюваних джерел енер-
гії. Вплив сезонності генерації та навантаження на
оптимальну ємність системи накопичення електрое-
нергії мікромережі просьюмера описано у роботі [21].
Автори [22] дослідили характеристики кремніє вих
ФЕ-перетворювачів при перегріванні, а також їх змі-
ни після струмових перевантажень [23]. В роботі [24]
було розглянуто можливість оптимізації кутів нахилу
та орієнтації ФЕ-панелей. Удосконалений метод оці-
нювання втрат потужності в імпульсних перетворю-
вачах був запропонований авторами [25].
У роботі [26] автори провели порівняльний ана-
ліз топологій та алгоритмів для відстежувачів точки
максимальної потужності у ФЕ-системах. В статті
[27] представлено огляд кращих інноваційних під-
ходів, які впливають на подальший розвиток віднов-
люваних джерел енергії. Автори [28] виконали огляд
та обґрунтували вибір накопичувачів електроенергії
для роботи електроенергетичних об’єктів.
У роботі [29] проведено огляд масогабаритних
та вартісних параметрів комерційних сонячних ін-
верторів, що створює базу для порівняльного аналі-
зу обладнання на українському ринку. Автори [30]
дослідили параметри, характеристики і фактори,
що впливають на ефективність та надійність робо-
ти фото електричних перетворювачів у складі елек-
тро енергетичних систем. У статті [31] описано ре-
зультати досліджень характеристик елементів авто-
номних систем електроживлення на основі фотоелек-
тричних перетворювачів.
У роботі [32] запропоновано нейромережевий
метод SolarM2P для постобробки прогнозів соняч-
ної іррадіації на основі чисельних моделей погоди.
Результати цієї роботи можуть бути використані для
підвищення точності вхідних даних при визначенні
вагових коефіцієнтів ефективності інверторів, оскіль-
ки якість прогнозування сонячної іррадіації безпосе-
редньо впливає на достовірність розподілу робочих
точок інвертора.
Таким чином, можна констатувати, що попри зна-
чимий внесок зазначених робіт у розвиток соняч-
ної енергетики та підвищення ефективності фото-
електричних систем, конкретна проблема визначен-
ня регіональних зважених коефіцієнтів ефективнос-
ті сонячних інверторів для України залишається не-
вирішеною.
Використання систем стеження за Сонцем (solar
tracking systems) суттєво змінює розподіл робочих то-
чок інвертора протягом доби та протягом року. Як по-
казано в роботі [33], двоосьова система стеження під-
вищує добове вироблення енергії фотоелектричного
модуля на 27% в умовах Чернігова завдяки утриман-
ню панелі перпендикулярно до сонячних променів.
Через це інвертор значно довше працює при середніх
та високих навантаженнях, що впливає на величину
зваженого ККД і підкреслює важливість правильно-
го вибору вагових коефіцієнтів для конкретної кон-
фігурації та розміщення фотоелектричної системи.
Важливим контекстом представленого досліджен-
ня є експериментальні роботи з вимірювання ефек-
тивності інверторів, а саме: оцінювання показни-
ків ефективності інвертора потужністю 2 кВт з жив-
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 1 47ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
47
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
ленням від акумуляторних батарей [34]; порівняння
дворівневих квазіімпедансних інверторів на основі
SiC технології та трирівневих Si–SiC квазіімпеданс-
них інверторів для ФЕ-застосувань [35]; досліджен-
ня впливу DC–DC перетворювача драйвера силових
ключів на ефективність ФЕ-інвертора [36]; аналіз
вдосконалення двокаскадних мікроінверторів [37].
Спільною рисою цих робіт є використання місцевих
показників сонячної іррадіації для визначення коефі-
цієнтів, адаптованих до реального кліматичного про-
філю регіону. Разом з тим, аналіз доступних джерел
виявляє три суттєві прогалини:
● на сьогодні для східноєвропейського континен-
тального клімату не розроблено жодної метрики;
● у відомих дослідженнях не проводилося систе-
матичного порівняння наявних регіональних метрик
на єдиній методичній основі;
● практичний вплив вибору метрики на рейтинг
комерційних інверторів залишається недослідженим
питанням для українського ринку.
Метою цієї роботи є визначення регіональних зва-
жених коефіцієнтів ефективності ФЕ-інверторів для
кліматичних умов України на основі даних PVGIS
(Photovoltaic Geographical Information System) та їх
порівняння з існуючими метриками європейської і
каліфорнійської ефективності.
Методика виведення зважених коефіцієнтів
ефективності
PVGIS — це безплатний вебінструмент, розробле-
ний Спільним дослідницьким центром (Joint Research
Centre, JRC) Європейської Комісії в м. Іспра (Італія),
що дозволяє отримати дані про сонячну іррадіацію
та оцінити продуктивність фотоелектричних систем
[38]. У поточній версії PVGIS 5.3 основним джере-
лом даних є супутникова база SARAH-3 (Surface Solar
Radiation Data Set — Heliosat — Edition 3), розробле-
на консорціумом CM SAF агентства EUMETSAT.
База SARAH-3 охоплює період з 1983 року до тепе-
рішнього часу з просторовою роздільною здатні стю
0,05° × 0,05° (приблизно 5 км) та часовим кроком
30 хв. Порівняно з попередньою версією третя редак-
ція містить удосконалені алгоритми обробки хмар-
ності та пройшла розширену валідацію відносно на-
земних станцій.
Вхідними даними у цій роботі слугували повні
19-річні годинні ряди сонячної іррадіації та тем-
ператури з бази SARAH-3 за період 2005 – 2023 рр.
[38] для 19 локацій України, що охоплюють
п’ять кліматичних зон: Західна (Ужгород, Львів,
Рівне, Тернопіль), Північна (Житомир, Київ,
Чернігів, Суми), Центральна (Вінниця, Черкаси,
Полтава, Кропивницький), Східна (Харків, Дніпро,
Запоріжжя), Південна (Одеса, Миколаїв, Херсон,
Сімферополь — АР Крим, дані виключно супутни-
кові). Загальний обсяг наявних у базі даних стано-
вить 3,16 млн годинних записів.
На відміну від методичного підходу деяких по-
передніх досліджень, наприклад [11], [12], де вико-
ристовувалися дані типового метеорологічного року
(typical meteorological year, TMY), у цій роботі засто-
совано повні багаторічні ряди. TMY конструюється за
методом Sandia National Laboratories: для кожного ка-
лендарного місяця з наявних років вибирається “най-
типовіший” за статистикою Фінкельштейна–Шафера
(Finkelstein–Schafer, FS), яка оцінює близькість куму-
лятивної функції розподілу метеопараметрів кожно-
го року до довгострокової кумулятивної функції [39].
У результаті TMY синтезується з 12 “найкращих”
місяців різних років, що за визначенням пригнічує
вплив крайніх областей функцій розподілу іррадіації:
екстремально ясні та екстремально хмарні періо ди ви-
ключаються як “нетипові”. Це вносить систематичну
похибку (зміщення) у вагові коефіцієнти для крайніх
точок навантаження (5% та 100%), що є критичним
для задачі визначення зважених коефіцієнтів ефек-
тивності. Тому в цій роботі використано повні 19-річ-
ні годинні ряди, які зберігають повну стати стичну ін-
формацію про розподіл іррадіації.
PVGIS надає компоненти іррадіації на похилій по-
верхні (plane of array, POA) для оптимального кута
нахилу i кожної локації: пряму Gb(i) — визначається
геометричним фактором перерахунку з горизонталь-
ної площини; дифузну Gd(i) — містить випромінюван-
ня, розсіяне атмосферою та хмарністю, та відбиту від
земної поверхні Gr(i) — залежить від коефіцієнта від-
биття поверхні ρ (наприклад, для трав’яного покри-
ву ρ ≈ 0,20) [38]. З них складається сумарна іррадіа-
ція на площині фотоелектричного масиву:
GPOA = Gb(i) + Gd(i) + Gr(i). (3)
Температура фотоелектричного модуля визнача-
лася за моделлю Faiman [40]
POA
cell amb
0 1
ꞏ
GT T
U U WS
= +
+
, (4)
де Tcell — температура фотоелектричної комірки;
Tamb — температура навколишнього повітря;
U0 — коефіцієнт тепловіддачі конвекцією та випро-
мінюванням за відсутності вітру,
U0 = 25,0 Вт/(м2·К);
U1 — коефіцієнт, що описує додаткове охолодження
вітром, U1 = 6,84 Вт/(м2·К)/(м/с) [40];
WS — швидкість вітру на висоті 10 м.
Слід зазначити, що використані коефіцієнти те-
пловіддачі більшою мірою відповідають добре вен-
тильованим наземним конструкціям, тоді як для
ФЕ-масивів, установлених на похилих дахах, тем-
пература модулів може бути вищою через гірше охо-
лодження, а профіль навантаження інвертора додат-
ково зміщуватися в бік менших потужностей. Крім
того, прийнятий сталий коефіцієнт відбиття ρ ≈ 0,20
для трав’яного покриву не враховує зимові умови
за наявності снігового шару із вищим альбедо, який
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 148 ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
48
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
може локально збільшувати відбиту складову ірра-
діації, хоча й через невелику частку зимової генера-
ції його вплив на річні вагові коефіцієнти очікуєть-
ся обмеженим.
Нормалізований рівень навантаження інвертора
p(t) в момент часу t (безрозмірна величина в діапа-
зоні [0; 1], що відповідає відношенню миттєвої вхід-
ної потужності інвертора до його номінальної по-
тужності) обчислювався з урахуванням температур-
ної корекції модуля:
( )
( )
( )( )POA
cell
STC
G
min 1; ILR 1 γ 25
G
t
p t T t
æ ö÷ç é ù÷= + -ç ÷ê úç ë û÷çè ø
, (5)
де ILR — коефіцієнт завантаження інвертора (inverter
loading ratio);
GSTC — сонячна іррадіація за стандартних умов те-
стування (визначаються стандартом IEC
61215 [41]), GSTC = 1000 Вт/м2;
γ — температурний коефіцієнт потужності
фото електричного модуля;
min(1; ...) — функція, що обмежує рівень навантаження
одиницею з огляду на те, що інвер-
тор не може прийняти потужність понад
номінальну.
Коефіцієнт завантаження інвертора ILR — без-
розмірна величина, що визначається як відношення
номінальної потужності ФЕ-масиву до номіналь-
ної потужності інвертора: ILR = PPV,nom / Pinv,nom.
У базовому розрахунку ILR = 1,0 (потужність ма-
сиву дорівнює потужності інвертора), що узгодже-
но з визначенням показників ефективно сті ηEU [3]
та ηCEC [5].
Температурний коефіцієнт потужності фотоелек-
тричного модуля для кристалічного кремнію (c-Si),
що домінує на ринку (близько 95% установок), до-
рівнює γ ≈ − 0,004/°C, тобто кожний градус переви-
щення температури модуля понад 25°C призводить
до зниження його потужності на 0,4%.
Для всіх локацій j обчислено частку енергії на
кожному з семи стандартних рівнів навантаження
(5%, 10%, 20%, 30%, 50%, 75%, 100% від номіналь-
ної потужності):
{ }
{ }POA, min
POA,
: ( )
,
POA,
: ( )
( )Δ
( )Δ
j i
j
j
t p t I
i j
j
t G t G
G t t
w
G t t
Î
³
=
å
å
, (6)
де wi,j — ваговий коефіцієнт для i-го рівня навантажен-
ня в j-й локації;
t — часовий відлік годинного ряду;
Ii — інтервал нормалізованого навантаження, що
відповідає i-му стандартному рівню наванта-
ження;
Gmin — мінімальний рівень іррадіації, нижче якого вва-
жається, що інвертор не виробляє електроенер-
гію, Gmin = 20 Вт/м2;
Δt — часовий крок даних PVGIS, Δt = 1 год.
Підсумовування в чисельнику цього рівняння охо-
плює всі години t, для яких рівень навантаження p(t)
потрапляє в інтервал i. Межі інтервалів визначали за
методом найближчого центру: [pmin; 0,075), [0,075;
0,15), [0,15; 0,25), [0,25; 0,40), [0,40; 0,625), [0,625;
0,875), [0,875; 1,0+].
Національні коефіцієнти обчислювали як середнє
зважене за встановленою потужністю ФЕ в регіоні:
UA
, Σ (α )i j j i jw w= (7)
де wi
UA — національний ваговий коефіцієнт для i-го рів-
ня навантаження;
αj — вагова частка j-ї локації.
Значення αj визначається відношенням встановленої
ФЕ-потужності CPV,j у відповідному регіоні до загальної
встановленої потужності CPV, total по країні. Значення CPV, j
прийнято за оцінками регіонального розподілу вста-
новленої потужності СЕС за даними НКРЕКП та від-
критого набору даних Energy Map (DiXi Group) [42]
з урахуванням втрат потужності у східних та півден-
них областях внаслідок бойових дій. Аналіз чутли-
вості показує, що вибір αj слабко впливає на резуль-
тат: для будь-якого розподілу потужностей націо -
нальні коефіцієнти залишаються в межах діапазону
значень окремих локацій (наприклад, 0,370 – 0,415
для точки 75%).
Зважена ефективність визначається як
( )
7
UA
UA
1
η ηi i
i
w p
=
=å , (8)
де η(pi) — ефективність інвертора при i-му рівні на-
вантаження, визначена за стандартною методикою
вимірювання згідно з IEC 61683 [43] або EN 50530 [3].
Кліматичні умови функціонування
фотоелектричних систем в Україні
За даними PVGIS SARAH-3 (2005 – 2023), се-
редня сонячна іррадіація POA на площині масиву
за оптимального кута нахилу в Україні варіюєть-
ся від 154,3 Вт/м2 (Львів, середнє за всі години) до
188,5 Вт/м2 (Сімферополь). Різниця загального розпо-
ділу ресурсу (рівня сонячної іррадіації) по країні ста-
новить близько 22% (рис. 1). Середньорічна темпера-
тура повітря коливається від 8,5°C (Суми) до 12,2°C
(Одеса, Херсон). Технічно досяжний потенціал
ФЕ-перетворення для України оцінено в роботі [44].
Сезонна нерівномірність є характерною для кон-
тинентального клімату: якщо влітку (червень – сер-
пень) забезпечується близько 36 – 40% річного виро-
блення електроенергії, то взимку (грудень – лютий)
лише 9 – 13%. Середня кількість годин ефективної ро-
боти інвертора (коли POA перевищує 20 Вт/м2) ста-
новить 3 776 – 3 953 год/рік залежно від регіону. Така
різниця пояснюється тим, що для координат розта-
шування України, що охоплюють діапазон геогра-
фічних широт φ = 44 – 52° пн. ш., навіть у літнє сон-
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 1 49ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
49
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
цестояння максимальний кут піднесення сонця ста-
новить 62 – 70°, що обмежує пікову сонячну іррадіа-
цію значеннями 950 – 1000 Вт/м2. Середня річна кіль-
кість ясних днів (хмарність < 20%) в Україні стано-
вить 45 – 65 залежно від регіону [46], [47].
Оптимальний кут нахилу ФЕ-панелей суттєво
впливає на розподіл іррадіації POA протягом року і,
відповідно, на вагові коефіцієнти ефективності. Для
досліджених локацій України оптимальний кут нахи-
лу β (за критерієм максимізації річної іррадіації POA)
варіюється у вузькому діапазоні від 36° (південні ло-
кації — Одеса, Миколаїв, Херсон, Сімферополь) до
38° (Ужгород, Львів, Чернігів, Суми), дещо зроста-
ючи з географічною широтою.
На рис. 2 продемонстровано річну сонячну ірра-
діа цію на горизонтальній площині (глобальна гори-
зонтальна іррадіація — global horizontal irradiance,
GHI) та на площині фотоелектричного масиву за
Рис. 1. Карта глобальної горизонтальної іррадіації на території України [45]
Рис. 2. Річна іррадіація на горизонтальній площині GHI (1)
і на площині масиву за оптимального кута нахилу POA (2)
для чотирьох локацій України
Львів
49,8° пн. ш.
Київ
50,5° пн. ш.
Дніпро
48,5° пн. ш.
Одеса
46,5° пн. ш.
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
Рі
чн
а
ір
ра
ді
ац
ія
, к
В
т·
го
д/
(м
2 /р
ік
)
1154
1352
1194
1395
1284
13741495
1594+17,2%
(β = 38°)
+16,8%
(β = 37°)
+16,4%
(β = 36°)
+16,0%
(β = 36°)
1 2 1 2 1 2 1 2
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 150 ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
50
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
оптимального кута нахилу для чотирьох репрезен-
тативних міст України. Установлення панелей під
оптимальним кутом нахилу β замість горизонтально-
го розміщення збільшує річну іррадіацію на 16 – 17%
залежно від широти локації. Водночас залежність річ-
ної іррадіа ції POA від кута нахилу має пологий мак-
симум: за результатами розрахунків відхилення ± 5°
від оптимуму призводить до втрати менше ніж 1%
річної іррадіації, що свідчить про помірну чутливість
річного вироблення енергії до точності встановлен-
ня кута нахилу панелей.
Результати та їх обговорення
Результати обчислення національних вагових ко-
ефіцієнтів wUA та їх порівняння з ваговими коефіці-
єнтами європейської (wEU) та каліфорнійської (wCEC)
метрик ефективності для різних рівнів навантажен-
ня наведено в табл. 1. Звідси видно, що найбільша
кількісна відмінність між національною та європей-
ською метриками спостерігається для точки 50% на-
вантаження: її вага зменшується на 0,263 — з 0,480
для wEU до 0,217 для wUA. Водночас точка 75% на-
вантаження, що взагалі відсутня у формулі європей-
ської ефективно сті, акумулює найбільшу частку річ-
ної енергії в умовах України — 0,396. Вага точки по-
вного навантаження також менша за європейську,
проте не є мізерною: 0,156 проти 0,200 для wEU. Це
означає, що за базового коефіцієнта завантаження
ILR = 1,0 пов не навантаження ФЕ-інвертора хоч і не
є домінантним режимом, проте трапляється достат-
ньо регулярно й акумулює близько шостої частини
річної енергії. Години з іррадіацією POA > 875 Вт/м²,
що відповідають інтервалу 100% навантаження, ста-
новлять 7,6 – 12,4% робочого часу інвертора залеж-
но від кліматичної зони, а максимальне зареєстрова-
не значення POA досягає 1127 Вт/м² (для Чернігова).
Отже, робочий профіль ФЕ-інверторів в Україні змі-
щено не до повного навантаження (як у регіонах з
високим рівнем інсоляції) і не до 50% навантаження
(як у європейській метриці), а переважно до серед-
ніх та підвищених рівнів 50 – 75% із суттєвим вне-
ском режиму 100%.
З даних, наведених у табл. 1, видно суттєвий пе-
рерозподіл вагових коефіцієнтів порівняно з європей-
ською метрикою. Додатні значення ΔwUA−EU мають
лише точки 30% (+0,006) та 75% (+0,396). Натомість
вага низьких рівнів навантаження 5 – 20% є меншою
за європейську, а для точки 50% спостерігається най-
більше зниження — на 0,263 (з 0,480 до 0,217). Точка
100% також має меншу вагу: 0,156 проти 0,200, тоб-
то ΔwUA−EU = −0,044.
У табл. 2 наведено зональні (регіональні) ва-
гові коефіцієнти wUA для п’яти кліматичних зон
України. Тут спостерігається чіткий градієнт з пів-
ночі на південь: вага точки 75% зростає від 0,383
(Західна зона) до 0,406 (Південна зона), а вага точ-
ки 100% — від 0,136 до 0,167, що відображає більшу
концентрацію енергії на вищих рівнях навантажен-
ня у південних регіонах з інтенсивнішою сонячною
іррадіацією.
На рис. 3 наведено теплову карту часток річно-
го вироблення електроенергії для кожної з 19 дослі-
джуваних локацій. Візуалізація підтверджує система-
тичний характер регіональних відмінностей: південні
локації (Одеса, Миколаїв, Херсон, Сімферополь) де-
монструють вищу концентрацію енергії на рівні 75%,
тоді як західні та північні мають рівномірніший роз-
поділ між точками 30 – 50%.
Отримані результати дозволяють стверджува-
ти, що стандартна метрика ηEU не є адекватною для
оцінювання ефективності ФЕ-інверторів в умовах
України з таких причин:
1) структурна невідповідність — ηEU не містить
точки 75%, яка в умовах України акумулює 39,6%
енергії, тобто у формулі не враховується понад тре-
тини генерованої енергії;
Таблиця 2
Регіональні вагові коефіцієнти wUA для п’яти кліматич-
них зон у порівнянні з wEU для різних навантажень PL
PL, %
wUA
wEUЗахід Північ Центр Схід Південь
5 0,024 0,024 0,023 0,021 0,018 0,030
10 0,053 0,046 0,046 0,040 0,038 0,060
20 0,068 0,068 0,066 0,062 0,057 0,130
30 0,114 0,108 0,107 0,107 0,103 0,100
50 0,222 0,226 0,221 0,215 0,211 0,480
75 0,383 0,386 0,389 0,395 0,406 —
100 0,136 0,142 0,148 0,160 0,167 0,200
Σ
1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000
Таблиця 1
Національні вагові коефіцієнти wUA у порівнянні з wEU
та wCEC для різних навантажень PL
PL, % wEU wCEC wUA ΔwUA−EU
5% 0,030 — 0,021 −0,009
10% 0,060 0,040 0,042 −0,018
20% 0,130 0,050 0,062 −0,068
30% 0,100 0,120 0,106 +0,006
50% 0,480 0,210 0,217 −0,263
75% — 0,530 0,396 +0,396
100% 0,200 0,050 0,156 −0,044
Σ
1,000 1,000 1,000
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 1 51ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
51
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
Ужгород
Львів
Рівне
Тернопіль
Житомир
Київ
Чернігів
Суми
Вінниця
Черкаси
Полтава
Кропивницький
Харків
Дніпро
Запоріжжя
Одеса
Миколаїв
Херсон
Сімферополь
0,023
0,025
0,024
0,024
0,023
0,024
0,024
0,024
0,022
0,024
0,023
0,023
0,022
0,021
0,020
0,019
0,019
0,018
0,016
Частка
річної
енергії
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0
0,064
0,072
0,066
0,067
0,063
0,069
0,070
0,068
0,063
0,067
0,066
0,068
0,065
0,062
0,059
0,055
0,059
0,058
0,057
0,126
0,133
0,142
0,143
0,139
0,140
0,150
0,158
0,135
0,154
0,157
0,155
0,149
0,159
0,170
0,175
0,169
0,162
0,157
0,044
0,055
0,054
0,056
0,051
0,046
0,045
0,043
0,050
0,044
0,042
0,044
0,042
0,040
0,038
0,041
0,038
0,037
0,035
0,113
0,116
0,112
0,113
0,112
0,106
0,109
0,111
0,111
0,103
0,107
0,106
0,112
0,107
0,106
0,092
0,104
0,105
0,113
0,217
0,229
0,218
0,221
0,220
0,228
0,222
0,222
0,223
0,216
0,223
0,220
0,224
0,215
0,210
0,204
0,211
0,209
0,219
0,414
0,370
0,384
0,376
0,391
0,387
0,380
0,373
0,396
0,392
0,382
0,384
0,387
0,397
0,396
0,415
0,401
0,412
0,403
Рис. 3. Частки річного вироблення електроенергії на різних рівнях навантаження для 19 локацій України
(впорядковано за кліматичними зонами з півночі на південь)
5 10 20 30 50 75 100
Рівень навантаження, %
2) кількісне зміщення — абсолютна сумарна різни-
ця вагових коефіцієнтів за шістьма спільними рівнями
навантаження (без точки 75%, врахованої в п. 1) скла-
дає Σ|wUA,i − wEU,i| = 0,408, що свідчить про суттєвий
перерозподіл значень вагових коефіцієнтів;
3) практичний наслідок — зміна рейтингу екс-
плуа тованих в Україні інверторів демонструє, що ви-
користання показника ηEU може призводити до не-
оп тимального вибору обладнання.
Для практичної демонстрації впливу зважених
коефіцієнтів на рейтинг обладнання було відібрано
шість інверторів потужністю 5 кВт (найбільш поши-
рений рівень для побутових ФЕ-систем в Україні) від
найпопулярніших на українському ринку брендів за
даними Асоціації сонячної енергетики України [48]:
Huawei (30 – 35% ринку), Deye (20 – 25%), Growatt
(15 – 18%), GoodWe (8 – 12%), Sungrow (8 – 10%),
Fronius (3 – 5%). Вибірка охоплює як мережеві інвер-
тори (Fronius, GoodWe, Growatt, Sungrow), так і гі-
бридні (Huawei, Deye), що забезпечує кращу репре-
зентативність результатів.
Застосування запропонованого національного
зваженого коефіцієнта ефективності до шести об-
раних комерційних інверторів замість коефіцієнта
євро пейської ефективності призвело до зміни рей-
тингу (рис. 4): GoodWe GW5000-NS піднявся з 4-ї
позиції (за ηEU) на 3-тю (за ηUA), відтіснівши Fronius
Primo 5.0-1. Це пояснюється вищою ефективністю
GoodWe при 75% навантаження (0,978 проти 0,975),
яке є найвагомішим для українських умов.
Всі інвертори демонструють вищу зважену ефек-
тивність за ηUA порівняно з ηEU — від +0,13 до
+0,32 в. п. Основною причиною цього є не зменшен-
ня ваги точки 100% навантаження, яке є помірним
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 152 ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
52
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
(з 0,200 до 0,156), а перерозподіл ваги з низьких рів-
нів (5 – 20%), де ККД інверторів зазвичай найнижчий,
у діапазон 30 – 75%, де сучасні інвертори працюють
із максимальною або близькою до неї ефективністю.
Для оцінювання статистичної стійкості коефіці-
єнтів проведено аналіз методом повторної вибірки:
з даних за 19 років сформовано 1000 випадкових вибі-
рок по 19 років (з поверненням), і для кожної з них об-
числено вагові коефіцієнти (табл. 3). 95%-й довір чий
інтервал (ДІ) для національних коефіцієнтів не пере-
вищує ± 0,006 для жодного з розглянутих рівнів на-
вантаження. Наприклад, для домінантної точки 75%
w = 0,392 ± 0,004 (95% ДІ: 0,387– 0,396). Зазначимо,
що наведене бутстреп-середнє (0,392) дещо відріз-
няється від національної оцінки з табл. 1 (0,396),
оскільки при оцінюванні довірчих інтервалів усі 19
локацій враховано з однаковою вагою, тоді як націо-
нальний коефіцієнт є середнім, зваженим за встанов-
леною ФЕ-потужністю регіонів. Коефіцієнт варіа ції
для всіх основних точок (30%, 50%, 75%) становить
менше ніж 2%, що підтверджує високу статистичну
стійкість виведених коефіцієнтів.
На практиці ФЕ-масив часто проєктується із за-
пасом потужності — так зване надлишкове проєк-
тування, коли задається ILR > 1,0. Для оцінки стій-
кості отриманих результатів розраховувалися вагові
коефіцієнти wUA при трьох значеннях завантаження
інвертора для Києва, Одеси та Чернігова, що дозво-
ляє проаналізувати їхню чутливість до ILR. Так, на
рис. 5 можна побачити, що при збільшенні ILR від
1,0 до 1,2 вага точки 100% зростає з 0,140 до 0,382
Таблиця 3
Довірчі інтервали (95%) національних вагових коефіцієн-
тів wUA (метод повторної вибірки, 1000 вибірок)
Наванта-
ження, %
wUA в межах ДІ
Ширина
ДІсереднє нижня
межа
верхня
межа
5 0,022 0,0214 0,0226 0,0013
10 0,044 0,0432 0,0459 0,0027
20 0,064 0,0624 0,0659 0,0035
30 0,108 0,1063 0,1102 0,0040
50 0,218 0,2165 0,2206 0,0040
75 0,392 0,3871 0,3959 0,0087
100 0,151 0,1452 0,1564 0,0112
Рис. 4. Рейтинги комерційних інверторів за коефіцієнтами
європейської ηEU та національної ηUA метрик ефективності
ηEU-рейтинг ηUA-рейтинг
Huawei SUN2000
(0,9728)
Sungrow SG5.0
(0,9709)
Fronius Primo 5.0
(0,9699)
GoodWe GW 5000
(0,9696)
Growatt MIN 5000
(0,9667)
Deye SUN-5K
(0,9624)
Huawei SUN2000
(0,9748)
Sungrow SG5.0
(0,9733)
GoodWe GW 5000
(0,9720)
Fronius Primo 5.0
(0,9712)
Growatt MIN 5000
(0,9695)
Deye SUN-5K
(0,9655)
№ 1
№ 5
№ 4
№ 3
№ 2
№ 6 № 6
№ 5
№ 4
№ 3
№ 2
Рис. 5. Залежність національних вагових коефіцієнтів wUA
від коефіцієнта завантаження інвертора ILR для Києва (а),
Одеси (б) і Чернігова (в) за різних навантажень
(пунктирні лінії — значення wEU за рівнів навантаження
50% та 100%)
а)
б)
в) wUA
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Чернігів
50%
75%
100%
0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 ILR
№ 1
Одеса
50%
75%
100%
0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 ILR
wUA
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Київ
50%
75%
100%
0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 ILR
wUA
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 1 53ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
53
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
для Києва та з 0,175 до 0,451 для Одеси, суттєво пе-
ревищуючи wEU = 0,200. Водночас загальний характер
розподілу зберігається: точки навантаження 50% та
75% залишаються домінантними за будь-якого реа -
лістичного значення ILR ≤ 1,2. Це означає, що над-
лишкове проєктування швидко переводить інвертор
у режим пов ного навантаження з кліпінгом; для та-
ких конфігурацій визначальною стає ефективність
при 100% навантаження.
Окремим фактором, що впливає на реальну ефек-
тивність ФЕ-інверторів в Україні, є нестабільність
електромережі. За даними DiXi Group [49], у 2024 році
побутові споживачі зазнали 1951 годину аварійних
відключень (22% тривалості року) з піковим значен-
ням 582 години у липні (78% місяця). Відповідно до
IEC 62116, мережеві інвертори (grid-tied) обов’язково
вимикаються під час відключень через захист від пе-
реходу в острівний режим (islanded mode), що при-
звело до втрати 15 – 20% потенційного обсягу річ-
ного вироблення електроенергії для систем без аку-
муляторів у 2024 р. Враховуючи постійні атаки РФ
на енергетичну інфраструктуру України протягом
2025 – 2026 рр., можна стверджувати, що тривалість
аварійних відключень та рівень втрат в цей період
був ще більше. Водночас цей фактор не враховується
жодною існуючою метрикою зваженої ефективно сті
та є унікальною особливістю українського енерге-
тичного контексту.
Висновки
Запропонований коефіцієнт ефективності ηUA є
першою національною метрикою ефективності ФЕ-
інверторів, виведеною для території України. На від-
міну від існуючих аналогів (ηIZMIR, ηEQUA, ηBAGHDAD),
застосована у цій роботі методика базується на пов-
них багаторічних рядах сонячної іррадіації (19 років
замість типового метеорологічного року), що забез-
печує статистичну стійкість результатів, підтвердже-
ну аналізом за методом повторної вибірки. Крім того,
вперше проведено систематичне зональне картування
зважених коефіцієнтів для п’яти кліматичних зон од-
нієї країни, що дозволяє кількісно оцінити варіатив-
ність енергетичного профілю інверторів у її межах.
Використання отриманих в роботі результатів до-
поможе при проєктуванні фотоелектричних систем в
Україні зробити правильний вибір інвертора завдя-
ки застосуванню ηUA замість ηEU. Це забезпечить до-
даткове вироблення електроенергії через оптималь-
не узгодження характеристик обладнання з реаль-
ним кліматичним профілем. Запропонована методи-
ка є повністю відтворюваною та може бути застосо-
вана для будь-якого регіо ну, що охоплюється базою
PVGIS (від Скандинавії до Середземномор’я).
Варто зазначити, що отримані коефіцієнти мо-
жуть слугувати основою для розроблення національ-
ного стандарту з оцінки ефективності ФЕ-інверторів
для умов України. Залучення точки 75% навантажен-
ня, що акумулює майже 40% річної енергії, є ключо-
вою відмінністю від чинного стандарту EN 50530,
і це має бути враховано у національних норматив-
них документах.
Отримані результати дозволяють сформулювати
такі практичні рекомендації:
• порівнюючи інвертори для експлуатації на те-
риторії України, слід надавати перевагу моделям з
високою ефективністю у діапазоні 50 – 75% наван-
таження, а за надлишкового проєктування — також
при повному навантаженні;
• при виборі ILR слід враховувати, що вже за ILR=1,0
на 100% припадає 0,14 – 0,17 річної енергії, а при
ILR = 1,1 – 1,2 це вже 0,28 – 0,45, тобто критично важ-
ливою є ефективність при повному навантаженні;
• для проєктування сонячних електростанцій у
Південній зоні рекомендується використовувати зо-
нальні коефіцієнти ηUA;
• використання європейського коефіцієнта ефек-
тивності ηEU в моделях прогнозування, таких як
PVsyst і SAM, для українських умов призводить до
систематичного заниження прогнозу ефективності
інвертора на 0,13 – 0,32 в. п.
Перспективними напрямами подальших дослі-
джень вбачаються такі:
• адаптація ηUA для гібридних інверторів з ураху-
ванням двох режимів роботи (мережевий та автоном-
ний), що є особливо актуальним для України в умо-
вах постійних атак на енергетичну інфраструктуру
та масових відключень електроенергії;
• експериментальна валідація виведених коефі-
цієнтів на основі даних моніторингу реальних ФЕ-
систем в різних регіонах України;
• розширення методики на країни Східної Європи,
що мають подібні кліматичні умови (Польща,
Румунія) і також перебувають у процесі євроінте-
грації (Молдова);
• дослідження впливу деградації інверторів на
зважену ефективність протягом 25-річного терміну
служби ФЕ-системи.
ВИКОРИСТАНІ ДЖЕРЕЛА
[1] IEA, Empowering Ukraine Through a Decentralised Electricity
System, Paris, France: IEA, 2024. [Online]. Available: https://www.iea.
org/reports/empowering-ukraine-through-a-decentralised-electricity-
system
[2] C. Winkler et al., “High-Resolution rooftop photovoltaic
potential assessment for a resilient energy system in Ukraine,” Energy
Conversion and Management: X, vol. 28, p. 101242, 2025. doi:
10.1016/j.ecmx.2025.101242.
[3] Overall efficiency of grid connected photovoltaic inverters, EN
50530:2010+A1:2013, CENELEC, 2013. [Online]. Available: https://
standards.iteh.ai/catalog/standards/clc/ca163ee5-96cc-4cd4-8be5-
10dca018f9e4/en-50530-2010-a1-2013?srsltid=AfmBOoq36RFnyR
A1Eibax0nOXFGCLpsPsLoqPiPx4ml0e2yKkWvkWlSZ
[4] M. Jantsch, H. Schmidt, and J. Schmid, “Results of the
concerted action on power conditioning and control,” in Proceedings of
the 11th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Montreux,
Switzerland, 1993, pp. 1589–1593. [Online]. Available: https://www.
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 154 ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
54
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
tib.eu/en/search/id/BLCP:CN002262241/Results-of-the-Concerted-
Action-on-Power-Conditioning?cHash=da43bae4c279d164f23378
8118ef5d4e
[5] S. Gonzalez, J. Newmiller, and D. Blodgett, Performance Test
Protocol for Evaluating Inverters Used in Grid-Connected Photovoltaic
Systems, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, USA, Tech.
Rep. SAND-2015-1817R, 2015. doi: 10.2172/1177757.
[6] G. A. Rampinelli, A. Krenzinger, and F. Chenlo Romero,
“Mathematical models for efficiency of inverters used in grid connected
photovoltaic systems,” Renewable and Sustainable Energy Reviews,
vol. 34, pp. 578 – 587, Jun. 2014. doi: 10.1016/j.rser.2014.03.047.
[7] D. L. King, S. Gonzalez, G. M. Galbraith, and W. E. Boyson,
Performance Model for Grid-Connected Photovoltaic Inverters,
Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, USA, Tech. Rep.
SAND2007-5036, 2007. doi: 10.2172/920449.
[8] IEEE Recommended Practice for Testing the Performance of
Stand-Alone Photovoltaic Systems, IEEE Standard 1526-2020, 2020.
doi: 10.1109/IEEESTD.2020.9142279.
[9] A. Driesse, P. Jain, and S. Harrison, “Beyond the curves:
Modeling the electrical efficiency of PV inverters,” in Proceedings
of the 33rd IEEE Photovoltaic Specialists Conference (PVSC), San
Diego, CA, USA, 2008, pp. 1–6. doi: 10.1109/PVSC.2008.4922827.
[10] I. Ongun and E. Ozdemir, “Weighted efficiency measurement
of PV inverters: Introducing η_IZMIR,” Journal of Optoelectronics
and Advanced Materials, vol. 15, no. 5-6, pp. 550 – 554, Jun. 2013.
[Online]. Available: https://joam.inoe.ro/articles/weighted-efficiency-
measurement-of-pv-inverters-introducing-izmir/fulltext
[11] A. A. Rahman, Z. Salam, S. Shaari, and M. Z. Ramli,
“Methodology to Determine Photovoltaic Inverter Conversion
Efficiency for the Equatorial Region,” Applied Sciences, vol. 10,
no. 1, p. 201, Jan. 2020. doi: 10.3390/app10010201.
[12] B. Nasir, “Efficiency Assessment of an Inverter based on
Solar PV Energy in Baghdad,” Engineering, Technology & Applied
Science Research, vol. 14, no. 2, pp. 13425 – 13429, Apr. 2024. doi:
10.48084/etasr.6948.
[13] A. Byamungu, “The formulation and validation of PV inverter
efficiency under South Africa climate conditions,” M.Tech. thesis,
Dept. Elect., Electron. Comput. Eng., Cape Peninsula Univ. Technol.,
Cape Town, South Africa, 2019. [Online]. Available: https://etd.cput.
ac.za/handle/20.500.11838/2823
[14] A. Kalathil and H. Krishnamurthy, “Quantification of
solar inverter efficiency for Indian tropical climatic conditions,”
in Proceedings of the IEEE Region 10 Humanitarian Technology
Conference (R10-HTC), Chennai, India, 2014, pp. 108 – 113. doi:
10.1109/R10-HTC.2014.7026316.
[15] A. Harish et al., “Formulation of Efficiency of Inverters for
Solar Photovoltaic Power Plants — Indian Case Study,” in Proceedings
of the IEEE International Conference on Power Electronics, Control
and Automation (PEEIC), Greater Noida, India, 2019, pp. 1–6. doi:
10.1109/PEEIC47157.2019.8976638.
[16] F. H. Dupont, C. Rech, and J. R. Pinheiro, “A methodology
to obtain the equations for the calculation of the weighted average
efficiency applied to photovoltaic systems,” in Proceedings of the
10th IEEE/IAS International Conference on Industry Applications
(INDUSCON), Fortaleza, Brazil, 2012, pp. 1 – 8. doi: 10.1109/
INDUSCON.2012.6453445.
[17] B. Burger and R. Ruther, “Inverter sizing of grid-connected
photovoltaic systems in the light of local solar resource distribution
characteristics and temperature,” Solar Energy, vol. 80, no. 1,
pp. 32 – 45, Jan. 2006. doi: 10.1016/j.solener.2005.08.012.
[18] О. О. Шавьолкін, “Структури однофазних перетворю-
вальних агрегатів для комбінованих систем електропостачання
з фотоелектричними сонячними батареями,” Технічна електро-
динаміка, № 2, с. 39 – 46, березень/квітень 2018. doi: 10.15407/
techned2018.02.039.
[19] О. О. Шавьолкін та І. О. Шведчикова, “Багато функ-
ціональний перетворювач для однофазних комбінованих систем
електропостачання локальних об’єктів з фотоелектричними со-
нячними батареями,” Технічна електродинаміка, № 5, с. 92 – 100,
вересень/жовтень 2018. doi: 10.15407/techned2018.05.092.
[20] І. В. Блінов, І. В. Трач, Є. В. Парус, Д. Г. Дерев’янко, та
В. М. Хоменко, “Регулювання напруги та реактивної потужності
в розподільних електричних мережах шляхом використання роз-
осереджених відновлюваних джерел енергії,” Технічна електро-
динаміка, № 2, с. 60 – 68, березень/квітень 2022. doi: 10.15407/
techned2022.02.060.
[21] О. В. Кулапін та ін., “Вплив сезонності генерації та наван-
таження на оптимальну ємність системи накопичення електрое-
нергії мікромережі просьюмера,” Технічна електродинаміка, № 3,
с. 73 – 82, травень/червень 2025. doi: 10.15407/techned2025.03.073.
[22] А. В. Іванченко, С. В. Мазурик, та А. С. Тонкошкур,
“Дослідження характеристик кремнієвих фотоелектричних пе-
ретворювачів сонячних батарей при перегріванні,” Технологія і
конструювання в електронній апаратурі (ТКЕА), № 4, с. 14 – 20,
2018. doi: 10.15222/TKEA2018.4.14.
[23] А. В. Іванченко та А. С. Тонкошкур, “Зміни характерис-
тик кремнієвих фотоелектричних елементів сонячних батарей
після струмових перегрузок,” Технологія і конструювання в елек-
тронній апаратурі (ТКЕА), № 3-4, с. 19 – 25, 2019. doi: 10.15222/
TKEA2019.3-4.19.
[24] А. О. Єфіменко та Л. І. Присяжнюк, “Моделі та алгорит-
ми оптимізації розташування сонячних батарей,” Технологія і кон-
струювання в електронній апаратурі (ТКЕА), № 3-4, с. 24 – 34,
2023. doi: 10.15222/TKEA2023.3-4.24.
[25] О. Ф. Бондаренко, Т. О. Рижакова, та Ю. В. Кожушко,
“Удосконалений метод оцінювання втрат потужності у імпуль-
сних перетворювачах машин мікроконтактного зварювання,”
Технологія і конструювання в електронній апаратурі (ТКЕА),
№ 3, с. 38 – 42, 2018. doi: 10.15222/TKEA2018.3.38.
[26] Т. Якушкін, Р. Єршов, та С. Степенко, “Порівняльний ана-
ліз топологій та алгоритмів для відстежувачів точки максималь-
ної потужності у фотоелектричних системах,” Технічні науки та
технології, № 2 (32), с. 321 – 339, 2023. doi: 10.25140/2411-5363-
2023-2(32)-321-339.
[27] О. Глушко та ін., “Огляд кращих інноваторів в енер-
гетиці, що впливають на розвиток відновлюваної енергетики,”
Технічні науки та технології, № 1 (35), с. 274 – 284, 2024. doi:
10.25140/2411-5363-2024-1(35)-274-284.
[28] Д. Захарченко та С. Степенко, “Огляд та обґрунтуван-
ня вибору накопичувачів електроенергії для роботи електрое-
нергетичних об’єктів,” Технічні науки та технології, № 4 (22),
с. 198 – 209, 2020. doi: 10.25140/2411-5363-2020-4(22)-198-209.
[29] А. Фесенко, О. Гусев, А. Чуб, Д. Вінніков, та О. Матюшкін,
“Огляд масогабаритних та вартісних параметрів комерційних со-
нячних інверторів,” Технічні науки та технології, № 4 (14),
с. 183 – 193, 2018. doi: 10.25140/2411-5363-2018-4(14)-183-193.
[30] О. Глушко та С. Степенко, “Параметри, характеристи-
ки і фактори, що впливають на ефективність та надійність робо-
ти фотоелектричних перетворювачів у складі електроенергетич-
них систем,” Технічні науки та технології, № 1 (23), с. 249 – 264,
2021. doi: 10.25140/2411-5363-2021-1(23)-249-264.
[31] К. Рева, та С. Степенко, “Дослідження характеристик
елементів автономних систем електроживлення на основі фо-
тоелектричних перетворювачів,” Технічні науки та технології,
№ 2 (8), с. 162 – 171, 2017. [Online]. Available: https://tst.stu.cn.ua/
article/view/113126
[32] O. Savchenko et al., “SolarM2P: map-to-point deep neural
network for post-processing of numerical weather prediction-based
solar irradiance forecasts,” Przegląd Elektrotechniczny, vol. 101,
no. 4, 2025. doi: 10.15199/48.2025.04.09.
[33] R. Kosenko, S. Stepenko, and O. Veligorskyi, “High-
efficiency solar tracker development and effectiveness estimation,”
in Proceedings of the International Conference on Intelligent Energy
and Power Systems (IEPS), Kyiv, Ukraine, 2014, pp. 153 – 158. doi:
10.1109/IEPS.2014.6874169.
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 1 55ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
55
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
[34] S. Stepenko et al., “Experimental Evaluation of the Battery-
Assisted 2kW Inverter Efficiency Indicators,” in Proceedings of the
19th Biennial Baltic Electronics Conference (BEC), Tallinn, Estonia,
2024. doi: 10.1109/BEC61458.2024.10737971.
[35] S. Stepenko et al., “Experimental Comparison of Two-Level
Full-SiC and Three-Level Si-SiC Quasi-Z-Source Inverters for PV
Applications,” Energies, vol. 12, no. 13, p. 2509, Jul. 2019. doi:
10.3390/en12132509.
[36] S. Stepenko et al., “Physical Modeling and Analysis of Gate
Drive DC-DC Converter Impact on Photovoltaic Inverter Efficiency,”
in Model-Based Design and Simulation in Industry 4.0. MODS
2022, (Lecture Notes in Networks and Systems, vol. 667), Cham,
Switzerland: Springer, 2023, pp. 261 – 270. doi: 10.1007/978-3-031-
30251-0_20.
[37] A. Chub, D. Vinnikov, S. Stepenko, E. Liivik, and F.
Blaabjerg, “Photovoltaic Energy Yield Improvement in Two-Stage
Solar Microinverters,” Energies, vol. 12, no. 19, p. 3774, Oct. 2019.
doi: 10.3390/en12193774.
[38] PVGIS v5.3, European Commission Joint Research Centre,
Seville, Spain. [Online]. Available: https://re.jrc.ec.europa.eu/
pvg_tools/
[39] T. Huld and A. M. Gracia Amillo, “Estimating PV Module
Performance over Large Geographical Regions: The Role of Irradiance,
Air Temperature, Wind Speed and Solar Spectrum,” Energies, vol. 8,
no. 6, pp. 5159 – 5181, Jun. 2015. doi: 10.3390/en8065159.
[40] D. Faiman, “Assessing the outdoor operating temperature of
PV modules,” Progress in Photovoltaics: Research and Applications,
vol. 16, no. 4, pp. 307–315, Jun. 2008. doi: 10.1002/pip.813.
[41] Terrestrial photovoltaic (PV) modules — Design qualification
and type approval, IEC Standard 61215:2021, International
Electrotechnical Commission, 2021.
[42] Встановлена електрична потужність виробників «зеле-
ної» енергії (за даними НКРЕКП та Держенергоефективності),
Energy Map, DiXi Group. [Online]. Available: https://energy-map.
info/uk/resources/699855af-945a-477a-93e7-d479b56f8e2c/
[43] Photovoltaic systems — Power conditioners — Procedure
for measuring efficiency, IEC Standard 61683:1999, International
Electrotechnical Commission, 1999.
[44] H. Karpchuk, V. Budko, and O. Lysenko, “Technical
achievable potential of photovoltaic conversion of solar radiation for
the conditions of Ukraine,” EPJ Photovoltaics, vol. 15, art. 30, Oct.
2024. doi: 10.1051/epjpv/2024016.
[45] Global Solar Atlas 2.0, World Bank Group, Washington, DC,
USA. [Online]. Available: https://globalsolaratlas.info/
[46] С. О. Кудря (ред.), Атлас енергетичного потенціалу
відновлюваних джерел енергії України, Київ, Україна: ІРЕ НАН
України, 2020.
[47] I. Redko et al., “Estimation of the energy potential of
solar radiation and comparison with normative data for Ukraine,”
Meteorology Hydrology and Water Management, vol. 13, no. 1,
pp. 60 – 73, 2025. doi: 10.26491/mhwm/208954.
[48] Стан та перспективи розвитку сонячної енергетики в
Україні, ASEU (Асоціація сонячної енергетики України). [Online].
Available: https://www.aseu.solar/en/about-6
[49] Electricity outages lasted 2,000 hours for Ukrainian
households in 2024, DiXi Group. [Online]. Available: https://
dixigroup.org/en/electricity-outages-lasted-2-thousand-hours-for-
ukrainian-households-in-2024/
Надійшла до редакції 5.05.2026
Прийнято до друку 25.05.2026
REFERENCES
[1] IEA, Empowering Ukraine Through a Decentralised
Electricity System, Paris, France: IEA, 2024. [Online]. Available:
https://www.iea.org/reports/empowering-ukraine-through-a-decen-
tralised-electricity-system
Ihor TVERDOVSKYI, Serhii STEPENKO
Ukraine, Chernihiv Polytechnic National University
ADAPTATION OF THE WEIGHTED EFFICIENCY ASSESSMENT METHOD
FOR PHOTOVOLTAIC INVERTERS TO CLIMATIC AND OPERATIONAL
CONDITIONS OF UKRAINE
A reproducible methodology for deriving region-specific weighted efficiency coefficients for photovoltaic inverters from
publicly available PVGIS data is developed and applied to 19 Ukrainian locations across five climate zones. Full 19-year
hourly radiation series from PVGIS SARAH-3 (2005–2023) are used instead of TMY (typical meteorological year) data to
avoid systematic bias in the distribution tails.
Results reveal that the Ukrainian inverter operating profile differs substantially from the EU standard (EN 50530): the
dominant 50% load point weight decreases from 0.48 (EU) to 0.22 (Ukraine), while the 75% load point — which is absent
from the EU formula — captures almost 0.40 of annual energy. The 100% load point weight is lower than in the EU formula:
0.16 vs 0.20. A clear north-south gradient is observed across five climate zones.
Application to six commercial inverters popular in the Ukrainian market demonstrates ranking changes between the EU and
Ukraine-specific metrics. Uncertainty analysis using the resampling method (1000 resamples) confirms statistical robustness
with 95% confidence intervals below ±0.006 for all weighting coefficients. Sensitivity analysis shows that the results are stable
for inverter loading ratios up to 1.2. The impact of Ukraine’s grid instability (1,951 hours of blackouts in 2024) on effective
inverter utilization is discussed. The methodology is transferable to any region covered by PVGIS.
Keywords: photovoltaic inverter, weighted efficiency, power conversion efficiency, national weighted efficiency, PVGIS,
European efficiency, California efficiency.
DOI: 10.15222/TKEA2026.1.45
UDC 621.314.58:620.92:551.521(477)
[2] C. Winkler et al., “High-Resolution rooftop photovoltaic po-
tential assessment for a resilient energy system in Ukraine,” Energy
Conversion and Management: X, vol. 28, p. 101242, 2025. doi:
10.1016/j.ecmx.2025.101242.
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 156 ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
56
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
[3] Overall efficiency of grid connected photovoltaic inverters,
EN 50530:2010+A1:2013, CENELEC, 2013. [Online]. Available:
https://standards.iteh.ai/catalog/standards/clc/ca163ee5-96cc-4cd4-
8be5-10dca018f9e4/en-50530-2010-a1-2013?srsltid=AfmBOoq36R-
FnyRA1Eibax0nOXFGCLpsPsLoqPiPx4ml0e2yKkWvkWlSZ
[4] M. Jantsch, H. Schmidt, and J. Schmid, “Results of the con-
certed action on power conditioning and control,” in Proceedings of
the 11th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Montreux,
Switzerland, 1993, pp. 1589–1593. [Online]. Available: https://www.tib.
eu/en/search/id/BLCP:CN002262241/Results-of-the-Concerted-Action-
on-Power-Conditioning?cHash=da43bae4c279d164f233788118ef5d4e
[5] S. Gonzalez, J. Newmiller, and D. Blodgett, Performance Test
Protocol for Evaluating Inverters Used in Grid-Connected Photovoltaic
Systems, Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, USA, Tech.
Rep. SAND-2015-1817R, 2015. doi: 10.2172/1177757.
[6] G. A. Rampinelli, A. Krenzinger, and F. Chenlo Romero,
“Mathematical models for efficiency of inverters used in grid connected
photovoltaic systems,” Renewable and Sustainable Energy Reviews,
vol. 34, pp. 578 – 587, Jun. 2014. doi: 10.1016/j.rser.2014.03.047.
[7] D. L. King, S. Gonzalez, G. M. Galbraith, and W. E. Boyson,
Performance Model for Grid-Connected Photovoltaic Inverters,
Sandia National Laboratories, Albuquerque, NM, USA, Tech. Rep.
SAND2007-5036, 2007. doi: 10.2172/920449.
[8] IEEE Recommended Practice for Testing the Performance of
Stand-Alone Photovoltaic Systems, IEEE Standard 1526-2020, 2020.
doi: 10.1109/IEEESTD.2020.9142279.
[9] A. Driesse, P. Jain, and S. Harrison, “Beyond the curves:
Modeling the electrical efficiency of PV inverters,” in Proceedings
of the 33rd IEEE Photovoltaic Specialists Conference (PVSC), San
Diego, CA, USA, 2008, pp. 1 – 6. doi: 10.1109/PVSC.2008.4922827.
[10] I. Ongun and E. Ozdemir, “Weighted efficiency measurement
of PV inverters: Introducing η_IZMIR,” Journal of Optoelectronics
and Advanced Materials, vol. 15, no. 5-6, pp. 550 – 554, Jun. 2013.
[Online]. Available: https://joam.inoe.ro/articles/weighted-efficiency-
measurement-of-pv-inverters-introducing-izmir/fulltext
[11] A. A. Rahman, Z. Salam, S. Shaari, and M. Z. Ramli,
“Methodology to Determine Photovoltaic Inverter Conversion
Efficiency for the Equatorial Region,” Applied Sciences, vol. 10,
no. 1, p. 201, Jan. 2020. doi: 10.3390/app10010201.
[12] B. Nasir, “Efficiency Assessment of an Inverter based on
Solar PV Energy in Baghdad,” Engineering, Technology & Applied
Science Research, vol. 14, no. 2, pp. 13425 – 13429, Apr. 2024. doi:
10.48084/etasr.6948.
[13] A. Byamungu, “The formulation and validation of PV inverter
efficiency under South Africa climate conditions,” M.Tech. thesis,
Dept. Elect., Electron. Comput. Eng., Cape Peninsula Univ. Technol.,
Cape Town, South Africa, 2019. [Online]. Available: https://etd.cput.
ac.za/handle/20.500.11838/2823
[14] A. Kalathil and H. Krishnamurthy, “Quantification of
solar inverter efficiency for Indian tropical climatic conditions,”
in Proceedings of the IEEE Region 10 Humanitarian Technology
Conference (R10-HTC), Chennai, India, 2014, pp. 108 – 113. doi:
10.1109/R10-HTC.2014.7026316.
[15] A. Harish et al., “Formulation of Efficiency of Inverters for
Solar Photovoltaic Power Plants — Indian Case Study,” in Proceedings
of the IEEE International Conference on Power Electronics, Control
and Automation (PEEIC), Greater Noida, India, 2019, pp. 1 – 6. doi:
10.1109/PEEIC47157.2019.8976638.
[16] F. H. Dupont, C. Rech, and J. R. Pinheiro, “A methodology
to obtain the equations for the calculation of the weighted average
efficiency applied to photovoltaic systems,” in Proceedings of the
10th IEEE/IAS International Conference on Industry Applications
(INDUSCON), Fortaleza, Brazil, 2012, pp. 1 – 8. doi: 10.1109/
INDUSCON.2012.6453445.
[17] B. Burger and R. Ruther, “Inverter sizing of grid-connected
photovoltaic systems in the light of local solar resource distribu-
tion characteristics and temperature,” Solar Energy, vol. 80, no. 1,
pp. 32 – 45, Jan. 2006. doi: 10.1016/j.solener.2005.08.012.
[18] O. O. Shaviolkin, “Structures of single-phase converter units
for combined power supply systems with photovoltaic solar batteries
(in Ukrainian),” Technical Electrodynamics, no. 2, pp. 39 – 46, Mar./
Apr. 2018. doi: 10.15407/techned2018.02.039.
[19] O. O. Shaviolkin and I. O. Shvedchykova, “Multifunctional
converter for single-phase combined power supply systems of local
objects with photovoltaic solar batteries (in Ukrainian),” Technical
Electrodynamics, no. 5, pp. 92 – 100, Sep./Oct. 2018. doi: 10.15407/
techned2018.05.092.
[20] I. V. Blinov, I. V. Trach, Ye. V. Parus, D. H. Derevianko, and
V. M. Khomenko, “Voltage and reactive power regulation in distribu-
tion electrical networks using dispersed renewable energy sources (in
Ukrainian),” Technical Electrodynamics, no. 2, pp. 60 – 68, Mar./Apr.
2022. doi: 10.15407/techned2022.02.060.
[21] O. V. Kulapin et al., “Impact of generation and load seasonal-
ity on the optimal capacity of a prosumer microgrid energy storage
system (in Ukrainian),” Technical Electrodynamics, no. 3, pp. 73 – 82,
May/Jun. 2025. doi: 10.15407/techned2025.03.073.
[22] A. V. Ivanchenko, S. V. Mazuryk, and A. S. Tonkoshkur,
“Study of the characteristics of silicon photovoltaic converters of solar
batteries during overheating (in Ukrainian),” Technology and Design
in Electronic Equipment, no. 4, pp. 14 – 20, 2018. doi: 10.15222/
TKEA2018.4.14.
[23] A. V. Ivanchenko and A. S. Tonkoshkur, “Changes in the char-
acteristics of silicon photovoltaic elements of solar batteries after cur-
rent overloads (in Ukrainian),” Technology and Design in Electronic
Equipment, no. 3-4, pp. 19 – 25, 2019. doi: 10.15222/TKEA2019.3-
4.19.
[24] A. O. Yefimenko and L. I. Prysyazhnyuk, “Models and
algorithms for optimizing solar battery placement (in Ukrainian),”
Technology and Design in Electronic Equipment, no. 3-4, pp. 24 – 34,
2023. doi: 10.15222/TKEA2023.3-4.24.
[25] O. F. Bondarenko, T. O. Ryzhakova, and Yu. V. Kozhushko,
“Improved method for estimating power losses in switching convert-
ers of microcontact welding machines (in Ukrainian),” Technology
and Design in Electronic Equipment, no. 3, pp. 38 – 42, 2018. doi:
10.15222/TKEA2018.3.38.
[26] T. Yakushkin, R. Yershov, and S. Stepenko, “Comparative
analysis of topologies and algorithms for maximum power point track-
ers in photovoltaic systems,” Technical Sciences and Technologies,
no. 2 (32), pp. 321 – 339, 2023 (in Ukrainian). doi: 10.25140/2411-
5363-2023-2(32)-321-339.
[27] O. Hlushko et al., “Review of top energy innovators influenc-
ing the development of renewable energy (in Ukrainian),” Technical
Sciences and Technologies, no. 1 (35), pp. 274 – 284, 2024. doi:
10.25140/2411-5363-2024-1(35)-274-284.
[28] D. Zakharchenko and S. Stepenko, “Review and justification
of the choice of electrical energy storage systems for energy facilities
operation (in Ukrainian),” Technical Sciences and Technologies, no.
4 (22), pp. 198 – 209, 2020. doi: 10.25140/2411-5363-2020-4(22)-
198-209.
[29] A. Fesenko, O. Gusev, A. Chub, D. Vinnikov, and O.
Matyushkin, “Review of weight, size, and cost parameters of com-
mercial solar inverters (in Ukrainian),” Technical Sciences and
Technologies, no. 4 (14), pp. 183 – 193, 2018. doi: 10.25140/2411-
5363-2018-4(14)-183-193.
Технологія та конструювання в електронній апаратурі, 2026, № 1 57ISSN 3083-6530 (Print)
ISSN 3083-6549 (Online)
57
ЕНЕРГЕТИЧНА ЕЛЕКТРОНІКА
Copyright: © 2026, The author(s). Licensee: Politekhperiodika, Odesa, Ukraine. This article is an open access
article distributed under the terms and conditions of the Creative Commons Attribution (CC BY) license
(https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/).
Відомості про авторів
Ігор Твердовський, аспірант, Національний універси-
тет «Чернігівська політехніка», Україна;
е-mail: igor.tverdovskiy@stu.cn.ua;
ORCID: https://orcid.org/0009-0003-2340-0605
Сергій Степенко, канд. техн. наук, доцент, Національний
університет «Чернігівська політехніка», Україна;
е-mail: serhii.stepenko@stu.cn.ua;
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7702-6776
About the authors
Ihor Tverdovskyi, Ph.D. Student, Chernihiv Polytechnic
National University, Ukraine;
е-mail: igor.tverdovskiy@stu.cn.ua;
ORCID: https://orcid.org/0009-0003-2340-0605
Serhii Stepenko, Ph.D., Associate Professor, Chernihiv
Polytechnic National University, Ukraine;
е-mail: serhii.stepenko@stu.cn.ua;
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7702-6776
[30] O. Hlushko and S. Stepenko, “Parameters, characteristics,
and factors influencing the efficiency and reliability of photovoltaic
converters operating within power systems (in Ukrainian),” Technical
Sciences and Technologies, no. 1 (23), pp. 249 – 264, 2021. doi:
10.25140/2411-5363-2021-1(23)-249-264.
[31] K. Reva and S. Stepenko, “Study of characteristics of ele-
ments of autonomous power supply systems based on photovoltaic con-
verters (in Ukrainian),” Technical Sciences and Technologies, no. 2 (8),
pp. 162 – 171, 2017. [Online]. Available: https://tst.stu.cn.ua/article/
view/113126
[32] O. Savchenko et al., “SolarM2P: map-to-point deep neural
network for post-processing of numerical weather prediction-based
solar irradiance forecasts,” Przegląd Elektrotechniczny, vol. 101,
no. 4, 2025. doi: 10.15199/48.2025.04.09.
[33] R. Kosenko, S. Stepenko, and O. Veligorskyi, “High-
efficiency solar tracker development and effectiveness estimation,”
in Proceedings of the International Conference on Intelligent Energy
and Power Systems (IEPS), Kyiv, Ukraine, 2014, pp. 153 – 158. doi:
10.1109/IEPS.2014.6874169.
[34] S. Stepenko et al., “Experimental Evaluation of the Battery-
Assisted 2kW Inverter Efficiency Indicators,” in Proceedings of the
19th Biennial Baltic Electronics Conference (BEC), Tallinn, Estonia,
2024. doi: 10.1109/BEC61458.2024.10737971.
[35] S. Stepenko et al., “Experimental Comparison of Two-Level
Full-SiC and Three-Level Si-SiC Quasi-Z-Source Inverters for PV
Applications,” Energies, vol. 12, no. 13, p. 2509, Jul. 2019. doi:
10.3390/en12132509.
[36] S. Stepenko et al., “Physical Modeling and Analysis of Gate
Drive DC-DC Converter Impact on Photovoltaic Inverter Efficiency,”
in Model-Based Design and Simulation in Industry 4.0. MODS 2022,
(Lecture Notes in Networks and Systems, vol. 667), Cham, Switzerland:
Springer, 2023, pp. 261 – 270. doi: 10.1007/978-3-031-30251-0_20.
[37] A. Chub, D. Vinnikov, S. Stepenko, E. Liivik, and F.
Blaabjerg, “Photovoltaic Energy Yield Improvement in Two-Stage
Solar Microinverters,” Energies, vol. 12, no. 19, p. 3774, Oct. 2019.
doi: 10.3390/en12193774.
[38] PVGIS v5.3, European Commission Joint Research Centre,
Seville, Spain. [Online]. Available: https://re.jrc.ec.europa.eu/
pvg_tools/
[39] T. Huld and A. M. Gracia Amillo, “Estimating PV Module
Performance over Large Geographical Regions: The Role of
Irradiance, Air Temperature, Wind Speed and Solar Spectrum,”
Energies, vol. 8, no. 6, pp. 5159 – 5181, Jun. 2015. doi: 10.3390/
en8065159.
[40] D. Faiman, “Assessing the outdoor operating temperature of
PV modules,” Progress in Photovoltaics: Research and Applications,
vol. 16, no. 4, pp. 307 – 315, Jun. 2008. doi: 10.1002/pip.813.
[41] Terrestrial photovoltaic (PV) modules — Design qualifica-
tion and type approval, IEC Standard 61215:2021, International
Electrotechnical Commission, 2021.
[42] Installed electrical capacity of “green” energy produc-
ers (based on data from NEURC and State Energy Efficiency)
(in Ukrainian), Energy Map, DiXi Group. [Online]. Available:
https://energy-map.info/uk/resources/699855af-945a-477a-93e7-
d479b56f8e2c/
[43] Photovoltaic systems — Power conditioners — Procedure
for measuring efficiency, IEC Standard 61683:1999, International
Electrotechnical Commission, 1999.
[44] H. Karpchuk, V. Budko, and O. Lysenko, “Technical achiev-
able potential of photovoltaic conversion of solar radiation for the
conditions of Ukraine,” EPJ Photovoltaics, vol. 15, art. 30, Oct. 2024.
doi: 10.1051/epjpv/2024016.
[45] Global Solar Atlas 2.0, World Bank Group, Washington, DC,
USA. [Online]. Available: https://globalsolaratlas.info/
[46] S. O. Kudrya (ed.), Atlas of Renewable Energy Potential of
Ukraine (in Ukrainian), Kyiv, Ukraine: Institute of Renewable Energy
of the National Academy of Sciences of Ukraine, 2020.
[47] I. Redko et al., “Estimation of the energy potential of solar ra-
diation and comparison with normative data for Ukraine,” Meteorology
Hydrology and Water Management, vol. 13, no. 1, pp. 60 – 73, 2025.
doi: 10.26491/mhwm/208954.
[48] State and development prospects of solar energy in Ukraine,
ASEU (Association of Solar Energy of Ukraine) (in Ukrainian).
[Online]. Available: https://www.aseu.solar/en/about-6
[49] Electricity outages lasted 2,000 hours for Ukrainian house-
holds in 2024, DiXi Group. [Online]. Available: https://dixigroup.
org/en/electricity-outages-lasted-2-thousand-hours-for-ukrainian-
households-in-2024/
|
| id | oai:tkea.com.ua:article-1328 |
| institution | Technology and design in electronic equipment |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-08-04T01:00:42Z |
| publishDate | 2026 |
| publisher | PE "Politekhperiodika", Book and Journal Publishers |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | wwwtkeacomua/54/d1be8e8716e5e9805bae205c79c29654.pdf |
| spelling | oai:tkea.com.ua:article-13282026-08-03T14:14:28Z Adaptation of the weighted efficiency assessment method for photovoltaic inverters to climatic and operational conditions of Ukraine Адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов України Tverdovskyi, Ihor Stepenko, Serhii photovoltaic inverter weighted efficiency power conversion efficiency national weighted efficiency PVGIS European efficiency California efficiency фотоелектричний інвертор зважена ефективність коефіцієнт корисної дії національний зважений ККД PVGIS європейська ефективність каліфорнійська ефективність A reproducible methodology for deriving region-specific weighted efficiency coefficients for photovoltaic inverters from publicly available PVGIS data is developed and applied to 19 Ukrainian locations across five climate zones. Full 19-year hourly radiation series from PVGIS SARAH-3 (2005–2023) are used instead of TMY (typical meteorological year) data to avoid systematic bias in the distribution tails. Results reveal that the Ukrainian inverter operating profile differs substantially from the EU standard (EN 50530): the dominant 50% load point weight decreases from 0.48 (EU) to 0.32 (Ukraine), while the 75% load point — which is absent from the EU formula — captures 0.36 of annual energy. The 100% load point weight drops from 0.20 to 0.004, indicating that Ukrainian inverters virtually never reach full rated power. A clear north-south gradient is observed across five climate zones. Application to six commercial inverters popular in the Ukrainian market demonstrates ranking changes between the EU and Ukraine-specific metrics. Uncertainty analysis using the resampling method (1000 resamples) confirms statistical robustness with 95% confidence intervals below ±0.006 for all weighting coefficients. Sensitivity analysis shows that the results are stable for inverter loading ratios up to 1.2. The impact of Ukraine’s grid instability (1,951 hours of blackouts in 2024) on effective inverter utilization is discussed. The methodology is transferable to any region covered by PVGIS. Keywords: photovoltaic inverter, weighted efficiency, power conversion efficiency, national weighted efficiency, PVGIS, European efficiency, California efficiency. Розроблено методику визначення регіональних зважених коефіцієнтів ефективності фотоелектричних інверторів на основі даних PVGIS SARAH-3 (2005–2023). Методику застосовано для 19 локацій України, що охоплюють п’ять кліматичних зон. Запропоновано та розраховано національний зважений коефіцієнт корисної дії (ККД) та проведено порівняння з європейським та каліфорнійським зваженими ККД. Встановлено, що розподіл робочих точок інверторів в Україні суттєво відрізняється від закладеного в європейському стандарті оцінки ефективності інверторів. Зокрема, вага домінантної точки навантаження суттєво знижується порівняно з європейською метрикою, а вага точки повного навантаження стає практично нульовою. На практиці це призводить до зміни рейтингу комерційних інверторів та має важливе значення для проєктування фотоелектричних систем в Україні. Ключові слова: фотоелектричний інвертор, зважена ефективність, коефіцієнт корисної дії, національний зважений ККД, PVGIS, європейська ефективність, каліфорнійська ефективність. PE "Politekhperiodika", Book and Journal Publishers 2026-06-30 Article Article Peer-reviewed Article application/pdf https://www.tkea.com.ua/index.php/journal/article/view/TKEA2026.1.45 10.15222/TKEA2026.1.45 Technology and design in electronic equipment; No. 1 (2026): Technology and design in electronic equipment; 45-57 Технологія та конструювання в електронній апаратурі; № 1 (2026): Технологія та конструювання в електронній апаратурі; 45-57 3083-6549 3083-6530 10.15222/TKEA2026.1 uk https://www.tkea.com.ua/index.php/journal/article/view/TKEA2026.1.45/1229 Copyright (c) 2026 Ihor Tverdovskyi, Serhii Stepenko http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/ |
| spellingShingle | фотоелектричний інвертор зважена ефективність коефіцієнт корисної дії національний зважений ККД PVGIS європейська ефективність каліфорнійська ефективність Tverdovskyi, Ihor Stepenko, Serhii Адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов України |
| title | Адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов України |
| title_alt | Adaptation of the weighted efficiency assessment method for photovoltaic inverters to climatic and operational conditions of Ukraine |
| title_full | Адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов України |
| title_fullStr | Адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов України |
| title_full_unstemmed | Адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов України |
| title_short | Адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов України |
| title_sort | адаптація методу оцінки зваженої ефективності фотоелектричних інверторів до кліматичних та експлуатаційних умов україни |
| topic | фотоелектричний інвертор зважена ефективність коефіцієнт корисної дії національний зважений ККД PVGIS європейська ефективність каліфорнійська ефективність |
| topic_facet | photovoltaic inverter weighted efficiency power conversion efficiency national weighted efficiency PVGIS European efficiency California efficiency фотоелектричний інвертор зважена ефективність коефіцієнт корисної дії національний зважений ККД PVGIS європейська ефективність каліфорнійська ефективність |
| url | https://www.tkea.com.ua/index.php/journal/article/view/TKEA2026.1.45 |
| work_keys_str_mv | AT tverdovskyiihor adaptationoftheweightedefficiencyassessmentmethodforphotovoltaicinverterstoclimaticandoperationalconditionsofukraine AT stepenkoserhii adaptationoftheweightedefficiencyassessmentmethodforphotovoltaicinverterstoclimaticandoperationalconditionsofukraine AT tverdovskyiihor adaptacíâmetoduocínkizvaženoíefektivnostífotoelektričnihínvertorívdoklímatičnihtaekspluatacíjnihumovukraíni AT stepenkoserhii adaptacíâmetoduocínkizvaženoíefektivnostífotoelektričnihínvertorívdoklímatičnihtaekspluatacíjnihumovukraíni |