Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine

Today no system of primary frequency and power control (PFPC) in Ukraine practically. The number of power plants that can provide reserves of the secondary frequency control (SFC) of power system (PS) of Ukraine is insufficient. One of the main causes of this situation is the lack of approaches for...

Full description

Saved in:

Bibliographic Details
Date:	2013
Main Author:	Blinov I.V.
Format:	Article
Language:	Ukrainian
Published:	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2013
Subjects:	ancillary services market frequency control power plant costs lost opportunity.
Online Access:	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/479
Tags:	Add Tag No Tags, Be the first to tag this record!
Journal Title:	System Research in Energy
Download file:

Institution

System Research in Energy

_version_	1871103883160322048
author	Blinov I.V.
author_facet	Blinov I.V.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "Blinov I.V.", "institution": null } ]
author_sort	Blinov I.V.
baseUrl_str	https://systemre.org/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-18T12:57:40Z
description	Today no system of primary frequency and power control (PFPC) in Ukraine practically. The number of power plants that can provide reserves of the secondary frequency control (SFC) of power system (PS) of Ukraine is insufficient. One of the main causes of this situation is the lack of approaches for stimulation and payment to power plants for providing ancillary services (AS), including of the frequency control. The methods of competitive selection of AS suppliers which are used in Europe and in the world can’t now be used in Ukraine due to lack of producing capacity and technical capabilities for full PFPC and SFC in PS of Ukraine. On base of the analysis of international experience, of rules of wholesale electricity market of Ukraine and leaning on conducting of research, the method for determination of the main component of costs is proposed in the article. These costs are associated with the provision of AS - cost of ith power unit in ready mode of the power plant to the AS of PFPC and/or SFC. These costs are determined by the value of opportunity costs resulting from the necessity of holding active power reserves, which could be used by the owner of the power unit for selling on the wholesale electricity market (WEM). The proposed method can be used to existing today WEM model in Ukraine, and at the introduction of balancing electricity market.
first_indexed	2026-03-24T02:01:55Z
format	Article
fulltext	38 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 4 (31) УДК 621.316 І.В. БЛІНОВ, канд. техн. наук Інститут електродинаміки НАН України, м. Київ МЕТОДИ ДОСЛІДЖЕННЯ ВАРТІСНИХ ПОКАЗНИКІВ НАДАННЯ ДОПОМІЖНИХ ПОСЛУГ З РЕГУЛЮВАННЯ ЧАСТОТИ В ЧАСТИНІ ЗАВАНТАЖЕННЯ ЕНЕРГОБЛОКІВ В ОЕС УКРАЇНИ Запропоновано метод з визначення складових витрат, пов’язаних із наданням допоміж- них послуг з первинного та вторинного регулювання частоти в ОЕС України, а саме вит- рат на підтримку стану готовності енергоагрегатів електростанції до надання цих допо- міжних послуг. Запропоновано та обґрунтовано визначення вартісних показників підтримки стану готовності енергоагрегатів електростанції на основі дослідження втраченої вигоди, що виникає у електростанцій внаслідок необхідності утримання резерву активної потужності для потреб регулювання частоти. К л ю ч о в і с л о в а: ринок допоміжних послуг, регулювання частоти, витрати електро- станцій. ПОБУДОВА, ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ФУНКЦІОНУВАННЯ ЕНЕРГОРИНКІВ Вступ. Розвиток оптового ринку електричної енергії України пов’язаний з впровадженням конкурентної моделі ринку двосторонніх дого- ворів та балансуючого ринку електричної енер- гії (РДДБ) України [2]. Одним із сегментів моделі РДДБ є ринок допоміжних послуг [2]. Зокрема, у національному плані дій на 2012 рік щодо впровадження Програми економічних реформ [1], передбачено затвердження порядку придбання системним оператором ринку елек- тричної енергії допоміжних послуг та методики формування цін (тарифів) на допоміжні послу- ги. Допоміжні послуги (ДП) – це послуги, які системний оператор закуповує у постачальни- ків ДП для забезпечення сталої та надійної роботи ОЕС України та якості електричної енергії відповідно до встановлених стандартів. Вцілому виділено такі ДП, як первинне (ПРЧП) та вторинне регулювання частоти та активної потужності (ВРЧП), регулювання напруги та реактивної потужності з викори- станням генеруючого обладнання електростан- цій, а також підтримка засобів протиаварійної автоматики та автономний пуск енергоагрега- тів електростанцій з «нуля» без зовнішнього живлення. При цьому реалізація перших двох ДП є необхідною умовою не тільки з технічної, а також і з економічної точки зору, що зумовле- но постійним зростанням вартості регулюван- ня частоти з боку сусідніх енергосистем. Зважаючи на зазначене, метою статті є дослід- ження методів оцінки вартісних показників за надання ДП з ПРЧП та ВРЧП в частині підт- римки стану готовності енергоагрегатів елек- тростанцій, що працюють на оптовому ринку електроенергії України за ціновими заявками. Передумови введення оплати за готовність енергоагрегатів до надання ДП з ПРЧП та ВРЧП Зазначимо, що ПРЧП – це один із основних заходів підтримання надійності та цілісності роботи електроенергетичної системи. Відомо, що процес первинного регулювання являє собою зміну активної потужності електростан- цій, енергоблоків та агрегатів під дією відповід- них систем регулювання. Послуга з ВРЧП є наступним більш довготривалим етапом регу- лювання частоти після ПРЧП. Метою ВРЧП є: розвантаження агрегатів (енергоблоків, стан- цій), що взяли на себе задачу ПРЧП, виведення їх в резерв, розвантаження транзитних зв’язків та відновлення номінального значення частоти© І.В. БЛІНОВ, 2013 39 Методи дослідження вартісних показників надання допоміжних послуг з регулювання частоти в частині завантаження енергоблоків в ОЕС України мережі. Розвантаження задіяних у первинному регулюванні енергоагрегатів відбувається за рахунок генерації додаткової потужності стан- ціями, що задіяні у ВРЧП. Технічна недосконалість існуючих систем ПРЧП та недостатність резервів ВРЧП знач- ною мірою ускладнюють процес керування режимом ОЕС України, при тому, що визначе- но необхідні вимоги до надання цих видів ДП, а також існують проекти нормативних доку- ментів, які регламентують запровадження цих ДП як в технологічному, так і в організаційно- му аспектах. Однією з основних причин виник- нення цієї ситуації є відсутність методів стиму- лювання та оплати електростанціям за надання ДП. Крім того, методи конкурентного відбору постачальників ДП, які широко використо- вуються в Європі та світі [2–8], наприклад, аук- ціон або тендер, не можуть сьогодні використо- вуватися в Україні внаслідок відсутності вироб- ничих потужностей з обсягами та технічними характеристиками, достатніми для повноцін- ного ПРЧП та ВРЧП в ОЕС України. Аналіз публікацій [2–8] показав, що до основних складових щодо надання ДП в різних країнах відносяться: можливість забезпечення послуги у відповідності з технічними вимога- ми, готовність до надання цієї ДП та фактичне надання ДП у разі необхідності. Перша складова може бути врахована як технічна вимога до потенційного постачальни- ка ДП, що має бути визначена в договорі щодо участі на ринку ДП, причому зазначена складо- ва ДП може оплачуватися (через повернення капітальних вкладень учаснику ринку) або не оплачуватися – залежно від історичних перед- умов формування ринку ДП. Плата за фактич- не надання ДП може визначатися на основі даних вимірювань щодо зміни рівня наванта- ження енергоблоків або частоти в мережі, однак це потребує використання складних систем реєстрації інформації щодо надання послуг з ПРЧП та ВРЧП, тому часто зазначена складова враховується опосередковано під час розрахунків плати за забезпечення готовності до надання цих ДП. Забезпечення готовності до надання цих ДП завжди пов’язується з пев- ними витратами та втратами, які несе поста- чальник цієї послуги. Отже, така складова має бути компенсована постачальнику ДП у вигля- ді певного фіксованого платежу або через ком- пенсацію втраченої вигоди (відшкодування витрат). На основі аналізу світового досвіду, правил оптового ринку електричної енергії України та спираючись на проведені дослід- ження, в статті запропоновано метод з визна- чення однієї із складових витрат, пов’язаних із наданням ДП, а саме витрат на підтримку стану готовності i-го енергоагрегату електростанції до надання ДП з ПРЧП та/або ВРЧП. Це вит- рати, які визначаються величиною втраченої вигоди, що виникає внаслідок необхідності утримання резерву активної потужності, яка могла бути використана власником енергоагре- гату електростанції для продажу електричної енергії на оптовому ринку електричної енергії, незалежно від фактичного використання цього резерву при наданні послуги з ПРЧП. У подальшому викладені результати дослід- жень методів визначення вартісних показників на підтримку стану готовності енергоагрегатів ТЕС до надання ДП з ПРЧП та ВРЧП, оскіль- ки зазначені електростанції є учасниками опто- вого ринку електроенергії, що працюють за ціновими заявками та є найбільш імовірними учасниками ринку ДП. Базис моделі розрахунку вартості резерву на завантаження Нехай для генератора ТЕС визначено харак- теристику відносних приростів палива у вигля- ді опорної точки (b1, P1) та точкою максималь- ного режиму (bmax, Pmax) як показано на рис. 1. Об’єм резерву активної потужності на заванта- ження приймаємо Ррез+. Тоді потужність гене- ратора при утримуванні резерву на завантажен- ня становитиме Pmax (рез)= Pmax – Ррез+ (МВт). Нехай відповідні цій потужності питомі витра- ти палива за графіком, наведеним на рис. 1, становлять bmax (рез) (г/кВт•год). Необхідно зазначити, що на рис. 1 подано «спадну» залежність питомих витрат палива від рівня навантаження генератора як найбільш поширену для енергоблоків ТЕС в Україні. Особливості енергетичних характеристик інших типів будуть розглянуті окремо. Крім того, як видно з рис. 1, лінійна модель апріорі має методичну похибку. У порівнянні з нелінійною характеристикою (штрих пунктир- на лінія) лінійна модель дає підвищення величини питомих витрат палива і відповідно витрат на виробництво електроенергії. ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 4 (31) Найбільшого значення методична похибка досягатиме при навантаженні генератора в діа- пазоні 0,5 – 0,6 Pmax. Для побудови математичної моделі оцінки вартості резерву на завантаження використову- ється ряд розрахункових характеристик. 1. Погодинні витрати палива Bi при наванта- женні генератора Рі, визначені як: , т/год, де bі, Рі – відповідно питомі витрати палива (г/кВт•год) та рівень навантаження (МВт) генератора в і-му режимі. 2. Вартість виробництва електроенергії Ці в і-му режимі роботи генератора: де ЦУПЕ – вартість 1 тонни палива, що викори- стовується при виробництві електроенергії (грн/т). 3. Прирощені витрати палива dB визна- чаються як зміни у витратах палива на вироб- ництво електроенергії при зміні навантаження генератора. Математична сутність прирощених витрат палива – похідна функції витрат палива на виробництво електроенергії за рівнем наван- таження генератора. В лінійній моделі приро- щені витрати палива є незмінною величиною для будь-якого рівня навантаження генератора. Для відображеної лінійної характеристики (рис. 1) прирощені витрати визначаються як: 4. Прирощена ціна палива dЦ: Так само, як і прирощені витрати палива, в лінійній моделі прирощена ціна палива є незмінною величиною за будь-якого рівня навантаження генератора. Лінійна модель вартості резерву на заванта- ження Як вказано, вартість резерву на завантажен- ня генератора визначається рівнем вигоди, яку виробник електроенергії втрачає внаслідок невикористання потужностей, виведених у резерв. Порівняємо основні економічні показники для наведеної на рис. 1 лінійної характеристики в режимі максимального навантаження Pmax та режимі навантаження з утримуванням резерву Pmax (рез). Розрахункова вартість виробництва елек- троенергії в режимі максимального наванта- ження генератора буде визначатися: 40 І.В. БЛІНОВ ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 4 (31) Рис.1. Приклад характеристики відносних приростів палива ТЕС Розрахункова вартість виробництва елек- троенергії в режимі з утриманням резерву на завантаження визначається за формулою Нехай платежі за виробництво електроенер- гії при максимальному завантаженні генерато- ра визначаються за формулою де Цр ПС (грн/МВт•год) – гранична ціна систе- ми, яка формується для розрахункової години на оптовому ринку електроенергії. Тоді платежі за виробництво електроенергії при навантаженні генератора з утримуванням резерву на завантаження: Вигода від виробництва електроенергії в режимі максимального навантаження: Вигода від виробництва електроенергії при навантаженні генератора з утримуванням резерву на завантаження обчислюється за фор- мулою Таким чином, недоотримана вигода вироб- ником електроенергії внаслідок утримування резерву на завантаження: Провівши відповідні підстановки, отримає- мо В (8) обсяг резерву на завантаження Ррез+ є умовно сталою величиною, оскільки її значен- ня може змінюватись лише під час модернізації енергоагрегату, внаслідок якої змінюється вста- новлена потужність генератора. Оскільки на перших етапах впровадження ринку ДП в Україні планується укладання річних договорів між системним оператором та постачальника- ми цих послуг, то прирощену ціну блока dЦ також можна вважати умовно сталою величи- ною, незмінною протягом часу дії річного дого- вору. Проте гранична ціна системи Цр ПС змі- нюється в досить широких межах як протягом доби, так і в різні пори року. При цьому, як видно з (8), залежно від співвідношення зна- чень граничної ціни системи та прирощеної ціни блока, величина недоотриманої вигоди може набувати як додатних, так і від’ємних зна- чень. Для визначення фізичної сутності таких значень розглянемо недоотриману вигоду як функцію від граничної ціни системи: 41 Методи дослідження вартісних показників надання допоміжних послуг з регулювання частоти в частині завантаження енергоблоків в ОЕС України ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 4 (31) Рис.2. Залежність недоотриманої вигоди виробником електричної енергії від значення граничної ціни системи (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) δП = f(Цр ПС). Як видно з рис. 2, для лінійної моделі вартості резерву на завантаження графік цієї функції має дві основні області: – область з Цр ПС > dЦб, де δП (Цр ПС) > 0; – область з Цр ПС < dЦб, де δП (Цр ПС) < 0. На межі двох означених вище областей справджується рівність Цр ПС = dЦб. В цій точці функція недоотриманого прибутку має нульове значення. Ситуації з Цр ПС < 0 не розглядають- ся, як практично неможливі. Для наочності аналізу двох областей функції, сформовано графіки залежностей вартості виробництва 1 МВт•год електроенергії Ці (грн/МВт•год) від рівнів завантаження генера- торів Рі (МВт). При цьому враховано такий чинник. Згідно зі статистикою енергоринку України за 2011–2012 роки, для всіх енерго- агрегатів ТЕС, де справедлива нерівність b1 > bmax, також справедливою буде нерівність Цmax > dЦб. Тому інші співвідношення між питомою вартістю виробництва електроенергії та прирощеною ціною енергоблока не розгля- датимуться. Розглянемо відношення між економічними параметрами генератора у випадку Цр ПС > dЦб. На рис. 3 заштрихованою фігурою відображено обсяг вигоди, недоотриманої внаслідок роботи генератора з утримуванням резерву на заванта- ження та розрахованої за (8). Особливості відношень економічних показ- ників роботи генератора при Цр ПС < dЦб показані на рис. 4. В цьому випадку робота генератора є збитковою. Так, площа заштрихованої фігури на рис. 4 відображає зменшення збитків від виробницт- ва електроенергії внаслідок утримування частини потужностей генератора в резерві. Тобто, при Цр ПС < dЦб власнику енергоагрега- ту ТЕС вигідніше зменшувати рівень наванта- ження, оскільки при цьому зменшуватимуться обсяги його збитків. Таким чином, системний оператор не має підстав оплачувати власнику енергоагрегату ТЕС роботу з утримуванням резерву на завантаження, якщо Цр ПС < dЦб. Необхідно зазначити, що ситуація, коли Цр ПС < dЦб, не є суто теоретичною. Така ситуа- ція виникає на оптовому ринку електроенергії України внаслідок введення НКРЕ коригую- чих коефіцієнтів, якими гранична ціна систе- ми примусово знижується. Крім того, як пока- зав ретроспективний аналіз статистики опто- вого ринку електроенергії, в нічні години лише для енергоагрегатів ТЕС справедлива нерів- ність Цр ПС > dЦб. Тому лише для таких елек- тростанцій економічно доцільно брати участь у наданні послуг з первинного та вторинного регулювання частоти як в денні, так і в нічні години. Таким чином, обсяги компенсацій за утри- мування резерву на завантаження для енерго- агрегатів, енергетична характеристика яких подібна відображеній на рис. 1, мають розрахо- вуватись за формулою 42 І.В. БЛІНОВ ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 1 (32) Рис. 4 . Економічні втрати генератора при Цр ПС < dЦб Рис.3. Обсяг вигоди, недоотриманої внаслідок роботи генератора з утримуванням резерву на завантаження 43ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 1 (32) Методи дослідження вартісних показників надання допоміжних послуг з регулювання частоти в частині завантаження енергоблоків в ОЕС України Особливості надання послуг з регулювання частоти генераторами, для яких b 1 < bmax Очевидною особливістю роботи генерато- ра з енергетичною характеристикою, відображеною на рис. 5, є збільшення питомих витрат палива на виробництво електроенергії зі збільшенням рівня завантаження генератора. Проте, за достатньо високої граничної ціни системи Цр ПС, власники енергоагрегатів з подібною енергетичною характеристикою отримують компенсацію витрат на виробницт- во електроенергії та деяку вигоду. Очевидно, що для енергоагрегатів з b1 < bmax (рис. 5) обсяги втраченої вигоди так само можуть бути розраховані за формулою (13). Причому, як показав аналіз ретроспективних даних енергоринку України, для енергоагрегатів з b1 < bmax також справджується нерівність Цmax < dЦб. Не складно показати, що так само, як і для енергоагрегатів з b1 > bmax, при Цр ПС > dЦб утримання резерву на завантажен- ня генератора призводить до втрати вигоди від виробництва електроенергії, а при Цр ПС < dЦб – до зменшення збитків. Тому, обсяги компен- сацій за утримування резерву на завантаження для енергоагрегатів, енергетична характеристи- ка яких подібна відображеній на рис. 5, також мають розраховуватись за формулою (13). ВИСНОВКИ Як показали дослідження принципів функ- ціонування європейських ринків допоміжних послуг, для електростанцій, що беруть участь у первинному та вторинному регулюванні часто- ти, вартість резерву активної потужності на завантаження має відповідати обсягам вигоди, яку виробник електроенергії втрачає внаслідок невикористання означеного резерву на вироб- ництво інших видів продукції (наприклад, електроенергії). Аналіз лінійної моделі розра- хунків вартості резерву на завантаження пока- зав, що рішення про необхідність компенсації вартості резерву на завантаження для електро- станцій України необхідно приймати виходячи із відношення між ціною електроенергії на ОРЕ та величиною прирощеної ціни енергоагрегату електростанції. Так, для енергоагрегатів ТЕС, у яких питомі витрати палива змінюються зі змі- ною навантаження генератора (b1 < bmax та Рис. 5. Питомі витрати палива енергоагрегату ТЕС на виробництво електроенергії (9) b1 > bmax), компенсацію вигоди, втраченої внаслідок утримання резерву на завантаження, слід нараховувати лише для тих годин доби, коли гранична ціна системи чисельно більша за значення прирощеної ціни енергоагрегату, який бере участь у ПРЧП чи ВРЧП. 1. Національний план дій на 2012 рік щодо впровадження Програми економічних реформ на 2010–2014 роки «Заможне сус- пільство, конкурентоспроможна економіка, ефективна держава», затверджений Указом Президента України від 12 березня 2012 року № 187/2012. 2. Кириленко О.В., Блінов І.В., Корхмазов Г.С., Попович В.І. Побудова рольової моде- лі сегменту конкурентного оптового ринку електричної енергії в Україні // Гідроенергетика України. – 2010. – № 1. – С. 11–20. 3. Блінов І.В., Парус Є.В., Савченко С.С. Способи визначення оплати за регулювання напруги та реактивної потужності електро- станціями в Україні // Технічна електроди- наміка. Тематичний випуск: Силова елек- троніка та енергоефективність. – 2012. – Частина 1. – С. 165–167. 4. Ancillary Services in Indian Context. An Approach Paper // Ower system operation corporation limited. – 2010. – P. 47. 5. El-Samahy, Bhattacharya K., Caсizares C.A. A Unified Framework for Reactive Power Management in Deregulated Electricity Markets // Power Systems Conference and Exposition. – 2006. 6. Guide to Ancillary Services in the National Electricity Market// Australian Energy Market Operator (AEMO). – 2010. – P. 14. 7. Rebours Y.G., Kirschen D.S., Trotignon M., Rossignol S. A survey of frequency and voltage control ancillary services – Part I: Technical fea- tures // IEEE Trans. Power Syst. – 2007. – Vol. 22. – N 1. – P. 350–357. 8. Rebours Y.G., Kirschen D.S., Trotignon M., Rossignol S. A survey of frequency and voltage control ancillary services – Part II: Economic features // IEEE Trans. Power Syst. – 2007. – Vol. 22. – N 1. – P. 358–366. 9. Ricardo Raineri B., DenebSchiele M. Technical and economic aspects on ancillary services markets in the electric power industry// CONICYT, Chile. – 2004 Project № 1010750 – P. 18. 10. Thorncraft S.R., Outhred H.R. Experience with market-based ancillary services in the Australian National Electricity Market//Proceedings of the IEEE PES General Meeting, June 24–28, 2007. Надійшла до редколегії 26.10.2012 Рецензент В.о. зав. відділу прогнозування розвитку атомної та відновлюваної енергетики ІЗЕ НАН України, канд. техн. наук С.В. Шульженко 44 ISSN 1562-8965. Проблеми загальної енергетики, 2013, вип. 1 (32) І.В. БЛІНОВ
id	systemreorg-article-479
institution	System Research in Energy
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-19T01:15:16Z
publishDate	2013
publisher	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	systemreorg/02/a98274cc452f34beceb6382cae795e02.pdf
spelling	systemreorg-article-4792026-07-18T12:57:40Z Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine Методи дослідження вартісних показників надання допоміжних послуг з регулювання частоти в частині завантаження енергоблоків в ОЕС України Blinov I.V. ancillary services market, frequency control, power plant costs, lost opportunity. ринок допоміжних послуг, регулювання частоти, витрати електростанцій. Today no system of primary frequency and power control (PFPC) in Ukraine practically. The number of power plants that can provide reserves of the secondary frequency control (SFC) of power system (PS) of Ukraine is insufficient. One of the main causes of this situation is the lack of approaches for stimulation and payment to power plants for providing ancillary services (AS), including of the frequency control. The methods of competitive selection of AS suppliers which are used in Europe and in the world can’t now be used in Ukraine due to lack of producing capacity and technical capabilities for full PFPC and SFC in PS of Ukraine. On base of the analysis of international experience, of rules of wholesale electricity market of Ukraine and leaning on conducting of research, the method for determination of the main component of costs is proposed in the article. These costs are associated with the provision of AS - cost of ith power unit in ready mode of the power plant to the AS of PFPC and/or SFC. These costs are determined by the value of opportunity costs resulting from the necessity of holding active power reserves, which could be used by the owner of the power unit for selling on the wholesale electricity market (WEM). The proposed method can be used to existing today WEM model in Ukraine, and at the introduction of balancing electricity market. Сьогодні в Україні практично відсутні системи первинного регулювання частоти та потужності (ПРЧП), а кількості електростанцій, що здатні забезпечити ОЕС України резервами з вторинного регулювання частоти (ВРЧП), не вистачає. Однією з основних причин виникнення цієї ситуації є відсутність методів стимулювання та оплати електростанціям за надання допоміжних послуг (ДП), зокрема із регулювання частоти. Методи конкурентного відбору постачальників ДП, що використовуються в Європі та світі, не можуть сьогодні використовуватися в Україні внаслідок відсутності виробничих потужностей та технічних можливостей для повноцінного ПРЧП та ВРЧП в ОЕС України. На основі аналізу світового досвіду, правил оптового ринку електричної енергії України та спираючись на проведені дослідження в статті запропоновано метод з визначення основної складової витрат, пов’язаних із наданням ДП – витрат на підтримку стану готовності i-го енергоагрегата електростанції до надання ДП з ПРЧП та/або ВРЧП. Такі витрати визначаються величиною втраченої вигоди, що виникає внаслідок необхідності утримання резерву активної потужності, яка могла бути використана власником енергоагрегата електростанції для продажу електричної енергії на оптовому ринку електроенергії (ОРЕ), незалежно від фактичного використання цього резерву при наданні ДП. Запропонований в статті метод може використовуватися як в існуючій сьогодні в Україні моделі ОРЕ, так і при впровадженні балансуючого ринку електричної енергії. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2013-04-25 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/479 System Research in Energy; No. 1 (32) (2013): The Problems of General Energy; 38-44 Системні дослідження в енергетиці; № 1 (32) (2013): Проблеми загальної енергетики; 38-44 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/479/414 Copyright (c) 2013 Blinov I.V. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0
spellingShingle	ancillary services market frequency control power plant costs lost opportunity. Blinov I.V. Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine
title	Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine
title_alt	Методи дослідження вартісних показників надання допоміжних послуг з регулювання частоти в частині завантаження енергоблоків в ОЕС України
title_full	Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine
title_fullStr	Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine
title_full_unstemmed	Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine
title_short	Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine
title_sort	methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in power system of ukraine
topic	ancillary services market frequency control power plant costs lost opportunity.
topic_facet	ancillary services market frequency control power plant costs lost opportunity. ринок допоміжних послуг регулювання частоти витрати електростанцій.
url	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/479
work_keys_str_mv	AT blinoviv methodsofstudyofcostindexesofprovidingancillaryservicesoffrequencycontrolinpointofpowerunitsloadinginpowersystemofukraine AT blinoviv metodidoslídžennâvartísnihpokaznikívnadannâdopomížnihposlugzregulûvannâčastotivčastinízavantažennâenergoblokívvoesukraíni

Methods of study of cost indexes of providing ancillary services of frequency control in point of power units loading in Power System of Ukraine

Institution

Similar Items