Theoretical justification of the necessity of payment for capacity in IPS
One of the most important tasks to be solved in the context of the Integrated power systems (IPS) development is to ensure balance reliability. Its successful solution is possible only if the electricity market is financially balanced the sufficiency of the revenues of energy companies for running a...
Збережено в:
| Дата: | 2022 |
|---|---|
| Автори: | , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2022
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/616 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104143561588736 |
|---|---|
| author | Kostyukovskyi, Borys Nechaieva , Tetiana |
| author_facet | Kostyukovskyi, Borys Nechaieva , Tetiana |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Borys Kostyukovskyi",
"institution": null
},
{
"author": "Tetiana Nechaieva ",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Kostyukovskyi, Borys |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:43Z |
| description | One of the most important tasks to be solved in the context of the Integrated power systems (IPS) development is to ensure balance reliability. Its successful solution is possible only if the electricity market is financially balanced the sufficiency of the revenues of energy companies for running a business of electricity production and providing auxiliary services, as well as providing an opportunity for investors to justify the feasibility of implementing projects for the development of generation and the implementation of demand-driven management measures to ensure the IPS balance reliability.When the IPS works according to the rules of the liberalized electricity market, it is impossible to guarantee the owners of generating companies and demand-driven management systems a profit at the level at which they will consider their work on this market expedient in the absence of special mechanisms for providing relevant guarantees, for example, a "green" tariff for power plants on renewable energy sources. Сertainly, without the presence of such mechanisms, it is impossible to justify the feasibility of implementing investment projects for the development of generating capacities and the implementation of measures for managed demand management. This creates significant risks in terms of ensuring balance reliability requirements in the IPS, whose activity is regulated according to the rules of the liberalized electricity market, in the long term due to the possibility the occurrence of a general deficit of generation capacity or insufficient maneuverability of the IPS. The emergence of a deficit will be due to the lack of interest on the part of the owners of generating companies and demand-driven management systems in maintaining the generating units and corresponding systems in an affordable state, which do not bring sufficient profit, as well as due to the lack of investment in the construction of new capacities.Taking into account the above, the purpose of the performed studies, the main results of which are given in the article, was the scientific justification of the need to introduce capacity payment as a key prerequisite for ensuring the IPS balance reliability based on the analysis of their objective properties and features of the functioning of liberalized electricity markets, as well as the appropriate mechanisms for its implementation. |
| doi_str_mv | 10.15407/srenergy2022.02.064 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:25Z |
| format | Article |
| fulltext |
64
Б. КОСТЮКОВСЬКИЙ, Т. НЕЧАЄВА
ISSN 2786-7102 (Online). Системні дослідження в енергетиці. 2022. 2(71)
ЕКОЛОГІЧНІ, ЕКОНОМІЧНІ ТА ПРАВОВІ ДОСЛІДЖЕННЯ
В ЕНЕРГЕТИЦІ, ЕНЕРГЕТИЧНИЙ МЕНЕДЖМЕНТ
ISSN 2786-7102 (Online). System Research in Energy. 2022. 2(71): 64–72
https://doi.org/10.15407/srenergy2022.02.064
1. Вступ
Згідно Кодексу системи передачі, «балансова
надійність − здатність енергосистеми задоволь-
няти сумарний попит споживачів на електричну
енергію нормативної якості у кожний момент часу
з урахуванням планових та очікуваних позаплано-
вих відключень елементів енергосистеми і обме-
жень на поставки енергоносіїв» [1]. Тому забез-
печення виконання вимог балансової надійності
є необхідною умовою щодо надійного покриття
потреб споживачів в електроенергії.
Для вирішення цієї задачі при монопольних
моделях регулювання діяльності в електроенер-
гетиці, коли здійснюється централізоване управ-
ління розвитком та функціонуванням Об’єднаних
енергосистем (ОЕС), які надають послуги з цен-
тралізованого електропостачання, розроблені від-
повідні наукові підходи, методи та моделі [2–4].
Перехід до ринкових методів регулювання діяль-
ності в електроенергетиці обумовив високу віро-
гідність виникнення проблем з забезпеченням ба-
лансової надійності ОЕС через спробу забезпечи-
ти узгоджений розвиток дуже складної ієрархіч-
ної системи централізованого електропостачання,
УДК 620.9:519.8:339.9:504 Борис Костюковський, к.т.н., ст. наук. співр., https://orcid.org/0000-0001-7123-3096
Тетяна Нечаєва*, к.т.н., https://orcid.org/0000-0001-9154-4545
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
e-mail: info@ienergy.kiev.ua
*Автор-кореспондент: nechaieva.tan@gmail.com
ТЕОРЕТИЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ НЕОБХІДНОСТІ ОПЛАТИ ПОТУЖНОСТІ В ОЕС
Àíîòàö³ÿ. Îäí³ºþ ç íàéâàæëèâ³øèõ çàäà÷, âèð³øåííÿ ÿêî¿ íåîáõ³äíî çàáåçïå÷èòè ïðè
ðîçâèòêó îá’ºäíàíèõ åëåêòðîåíåðãåòè÷íèõ ñèñòåì (ÎÅÑ), º âèêîíàííÿ âèìîã áàëàíñî-
âî¿ íàä³éíîñò³. ¯¿ óñï³øíå âèð³øåííÿ ìîæëèâî ëèøå ïðè óìîâ³ ô³íàíñîâî¿ çáàëàíñîâà-
íîñò³ ðèíêó åëåêòðîåíåð㳿 – äîñòàòí³ñòü äîõîä³â åíåðãåòè÷íèõ êîìïàí³é äëÿ âåäåííÿ
á³çíåñó ç âèðîáíèöòâà åëåêòðîåíåð㳿 òà íàäàííÿ äîïîì³æíèõ ïîñëóã, à òàêîæ ïðè çà-
áåçïå÷åíí³ ìîæëèâîñò³ äëÿ ³íâåñòîð³â îá´ðóíòóâàòè äîö³ëüí³ñòü ðåàë³çàö³¿ ïðîºêò³â ç
ðîçâèòêó ãåíåðàö³¿ òà âïðîâàäæåííÿ çàõîä³â ç êåðîâàíîãî óïðàâë³ííÿ ïîïèòîì äëÿ
çàáåçïå÷åííÿ áàëàíñîâî¿ íàä³éíîñò³ ÎÅÑ. Ïðè ðîáîò³ ÎÅÑ çà ïðàâèëàìè ë³áåðàë³çî-
âàíîãî ðèíêó åëåêòðîåíåð㳿 íåìîæëèâî ãàðàíòóâàòè âëàñíèêàì ãåíåðóþ÷èõ êîìïà-
í³é òà ñèñòåì êåðîâàíîãî óïðàâë³ííÿ ïîïèòîì îòðèìàííÿ ïðèáóòêó íà ð³âí³, çà ÿêîãî
¿õ ðîáîòó íà öüîìó ðèíêó âîíè áóäóòü ââàæàòè äîö³ëüíîþ çà â³äñóòíîñò³ ñïåö³àëüíèõ
ìåõàí³çì³â íàäàííÿ â³äïîâ³äíèõ ãàðàíò³é, íàïðèêëàä, «çåëåíîãî» òàðèôó äëÿ åëåêòðî-
ñòàíö³é íà â³äíîâëþâàëüíèõ äæåðåëàõ åíåð㳿. Çâ³ñíî, ùî áåç íàÿâíîñò³ òàêèõ ìåõàí³ç-
ì³â íåìîæëèâî îá´ðóíòóâàòè äîö³ëüí³ñòü ðåàë³çàö³¿ ³íâåñòèö³éíèõ ïðîºêò³â ç ðîçâèòêó
ãåíåðóþ÷èõ ïîòóæíîñòåé òà âïðîâàäæåííÿ çàõîä³â ç êåðîâàíîãî óïðàâë³ííÿ ïîïèòîì.
Öå ñòâîðþº çíà÷í³ ðèçèêè ùîäî çàáåçïå÷åííÿ âèìîã áàëàíñîâî¿ íàä³éíîñò³ â ÎÅÑ, ðå-
ãóëþâàííÿ ä³ÿëüíîñò³ â ÿêèõ çä³éñíþºòüñÿ çà ïðàâèëàìè ë³áåðàë³çîâàíîãî ðèíêó åëåê-
òðîåíåð㳿, ó äîâãîñòðîêîâ³é ïåðñïåêòèâ³ ÷åðåç ìîæëèâ³ñòü âèíèêíåííÿ çàãàëüíîãî äå-
ô³öèòó ïîòóæíîñò³ ãåíåðàö³¿ àáî íåäîñòàòíüî¿ ìàíåâðåíîñò³ ÎÅÑ. Âèíèêíåííÿ äåô³öè-
òó áóäå ïîâ’ÿçàíî ç â³äñóòí³ñòþ çàö³êàâëåíîñò³ ÷àñòèíè âëàñíèê³â ãåíåðóþ÷èõ êîìïàí³é
òà ñèñòåì êåðîâàíîãî óïðàâë³ííÿ ïîïèòîì ó ï³äòðèìö³ â äîñòóïíîìó ñòàí³ ãåíåðóþ÷èõ
îäèíèöü òà â³äïîâ³äíèõ ñèñòåì, ÿê³ íå ïðèíîñÿòü äîñòàòí³é ïðèáóòîê, à òàêîæ ÷åðåç
â³äñóòí³ñòü ³íâåñòèö³é â áóä³âíèöòâî íîâèõ ïîòóæíîñòåé. Ç óðàõóâàííÿì îçíà÷åíîãî,
ìåòîþ âèêîíàíèõ äîñë³äæåíü, îñíîâí³ ðåçóëüòàòè ÿêèõ íàâåäåíî ó ñòàòò³, áóëî íàóêîâå
îá´ðóíòóâàííÿ íåîáõ³äíîñò³ âïðîâàäæåííÿ îïëàòè ïîòóæíîñò³ ÿê êëþ÷îâî¿ ïåðåäóìîâè
çàáåçïå÷åííÿ áàëàíñîâî¿ íàä³éíîñò³ ÎÅÑ íà îñíîâ³ àíàë³çó ¿õ îá’ºêòèâíèõ âëàñòèâîñ-
òåé òà îñîáëèâîñòåé ôóíêö³îíóâàííÿ ë³áåðàë³çîâàíèõ ðèíê³â åëåêòðîåíåð㳿, à òàêîæ
äîö³ëüíèõ ìåõàí³çì³â ¿¿ âïðîâàäæåííÿ.
Êëþ÷îâ³ ñëîâà: åëåê òðîåíåðãåòè÷íà ñèñòåìà, ãåíåðóþ÷³ ïîòóæíîñò³, ðèíîê åëåêòðîåíåð-
㳿, ïëàòà çà ïîòóæí³ñòü, áàëàíñîâà íàä³éí³ñòü.
© Б. КОСТЮКОВСЬКИЙ, Т. НЕЧАЄВА, 2022
65
Теоретичне обґрунтування необхідності оплати потужності в ОЕС
ISSN 2786-7102 (Online). System Research in Energy. 2022. 2(71)
усі елементи якої працюють у межах єдиного тех-
нологічного процесу при жорстких вимогах щодо
якості цих послуг, на основі децентралізованих
рішень окремих суб’єктів ринку щодо будівни-
цтва нових та продовження експлуатації існуючих
генеруючих потужностей та технологій (заходів) з
керованого управління попитом [5–8].
В умовах ринкового регулювання розвитку
ОЕС, на основі виключно децентралізованих рі-
шень суб’єктів ринку, цю задачу у довгостроковій
перспективі можна вирішити лише теоретично,
як і лише теоретично можна визначити ідеальну
модель ринку електроенергії на базі ринкової кон-
куренції. Саме цим пояснюється велика кількість
реалізованих моделей ринку електроенергії в різ-
них країнах та зростання інтересу до моделей, які
передбачають оплату не тільки електроенергії,
але і потужності – ринки потужності на базі цін
або обсягів, впровадження оплати стратегічного
резерву [9], а також забезпечення можливості про-
ведення конкурсу на будівництво нових потуж-
ностей – використання механізму «гарантування
інвестицій в потужність».
З урахуванням означеного, метою виконаних
досліджень було обґрунтування необхідності та
визначення доцільних механізмів оплати мінімаль-
но-необхідної потужності генерації та технологій
керованого управління попитом для забезпечення
гарантованої потенціальної можливості виконання
нормативних вимог до балансової надійності ОЕС.
Таке обґрунтування здійснювалось на осно-
ві аналізу об’єктивних вимог щодо забезпечення
балансової надійності ОЕС та фінансової збалан-
сованості ринку електроенергії та оцінки можли-
вості їх виконання при лібералізованих моделях
ринку електроенергії.
2. Матеріали та методи
Методологія досліджень базувалась на розви-
тку ідей траєкторного підходу до розвитку ОЕС [6]
у контексті необхідності забезпечити балансову
надійність її функціонування, що обумовлює пев-
ні вимоги до можливих траєкторій її розвитку у
перспективі, які визначаються її особливостями,
та обґрунтуванню необхідних заходів для форму-
вання такої траєкторії при лібералізованих моде-
лях ринку електроенергії.
Фізико-технологічні особливості процесів ви-
робництва, транспортування, розподілу та спожи-
вання електроенергії, які здійснюються в межах
єдиного технологічного процесу при жорстких ви-
могах щодо якості електроенергії в ОЕС, обумов-
люють те, що надійне забезпечення потреб спожи-
вачів в електроенергії можливо лише при виконанні
у кожен момент часу балансу між генерованою та
спожитою електричною потужністю при наявності
необхідних обсягів резервів та/або гнучкості ОЕС
для виконання вимоги «N-1» та компенсації змін
потужності навантаження та генерації, що у першу
чергу стосується потужності електростанцій з не-
гарантованою потужністю (ЕНП) – вітрових та со-
нячних електростанцій (ВЕС, СЕС), не допускаючи
відхилень частоти від передбачених нормативами у
нормальних режимах експлуатації та мінімізуючи
ризики каскадного розвитку аварій та необхідності
відключення споживачів системами автоматичного
частотного розвантаження [1–5, 10].
Ці вимоги, у спрощеному вигляді, формалізу-
ються наступним чином.
Виконання балансу потужності на кожній сту-
пені графіка електричних навантажень (ГЕН):
1 1
0
K I
kngt ingt ngt ngt
k i
Y D I E , (1)
де k – індекс генеруючої одиниці, k = 1 ÷ K (для
систем керованого управління попитом можли-
ва як генерація, так і споживання потужності);
t – індекс розрахункового етапу – періоду часу, для
якого здійснюється планування розвитку ОЕС,
t = 1 T, кожен етап по тривалості відповідає кален-
дарному року; n – індекс ступені ГЕН, n = 1 ÷ N;
g – індекс доби, g = 1 ÷ G; Ykngt – потужність k типу
технології генерації, яка використовується для по-
криття попиту на відповідній ступені ГЕН і визнача-
ється з урахуванням власних потреб на виробництво
електроенергії та коефіцієнтів готовності, що ви-
значають її «доступність» для використання, МВт;
Dingt – попит на електричну потужність i-го спожи-
вача, з урахуванням втрат на передачу та розподіл
електричної енергії, i = 1÷I, який необхідно забез-
печити на відповідній ступені ГЕН; Ingt – імпорт по-
тужності, МВт; Engt – експорт потужності, МВт.
При цьому необхідно враховувати наявність
обмежень на максимальну доступну потужність
генерації при покритті ГЕН, узагальнена форма-
лізація яких має такий вид:
max
kgt kt kngt kngtkg X P Y , (2)
де max
kngtP − максимальна потужність генерації, яка
може бути використана при покритті навантажен-
ня на відповідній ступені ГЕН, МВт; kgkgt – коефі-
цієнти готовності (доступності) відповідної тех-
нології, умовні одиниці (у.о.); Xkt – встановлена
потужність k технології, МВт.
Cеред споживачів виділяється підмножина спо-
живачів з індексом m, m = 1÷M, які можуть надавати
послуги з керованого управління попитом, а саме:
знижувати або збільшувати навантаження по коман-
ді диспетчера або систем автоматичного регулюван-
ня частоти та потужності, МВт.
66
Б. КОСТЮКОВСЬКИЙ, Т. НЕЧАЄВА
ISSN 2786-7102 (Online). Системні дослідження в енергетиці. 2022. 2(71)
Для технологій керованого управління попитом
відповідні обмеження записуються у такому вигляді.
Обмеження на можливість розвантаження –
зменшення потужності m споживача, який може
надавати відповідні послуги з керованого регулю-
вання попитом, формалізується у вигляді:
max_ P
mgt mt mngtkgR X P , (3)
де max_ P
mngtP − максимальна потужність, яка може
бути використана для балансування на відповід-
ній ступені ГЕН за рахунок зниження потужності
m споживача, МВт; kgRmgt – коефіцієнти готовнос-
ті (доступності) відповідної технології на розван-
таження, у.о.; Xmt – встановлена потужність m спо-
живача, МВт.
Обмеження на можливість навантаження –
збільшення потужності m споживача, який може
надавати відповідні послуги з керованого регулю-
вання попитом, формалізується у вигляді:
max_ H
mgt mt mngtkgN X P ,
(4)
де max_ H
mngtP − максимальна потужність навантажен-
ня, яка може бути використана для балансування
на відповідній ступені ГЕН за рахунок збільшен-
ня потужності m споживача, МВт; kgNmgt – коефі-
цієнти готовності (доступності) відповідної тех-
нології на навантаження, у.о.
Відзначимо, що технології типу «Power to
Power» розглядаються в залежності від режиму
роботи або як генерація – режим виробництва
електроенергії, або як технологія з керованим
управління попитом з можливістю збільшення по-
тужності споживання.
Добуток встановленої потужності на коефіцієнт
готовності визначає максимальну доступну потуж-
ність генерації або технології з керованого управ-
ління попитом. Коефіцієнти готовності, які є мен-
шими за одиницю, забезпечують урахування низки
факторів, які, в загальному випадку, обумовлюють
неможливість використання всієї встановленої по-
тужності означених технологій, зокрема:
– технічні та технологічні обмеження;
– планові поточні та капітальні ремонти облад-
нання;
– проведення робіт з реконструкції (модернізації);
– знаходження обладнання в аварійному ре-
монті;
– консервація обладнання;
– екологічні обмеження на можливість вико-
ристання тощо.
Відзначимо, що забезпечення достатності ге-
нерації для покриття балансу потужності під час
сумісного максимуму навантажень є визначаль-
ною вимогою, а можливості її імпорту в цей пері-
од мінімальні, бо в суміжних ОЕС максимуми на-
вантаження, як правило, в значній мірі проходять
практично одночасно.
Потужність резервів та/або гнучкість ОЕС на
кожній ступені ГЕН повинні забезпечити можли-
вість компенсації у необхідний термін часу вини-
каючих небалансів потужності при збереженні час-
тоти на необхідному рівні в залежності від причи-
ни її відхилення від нормативної [1, 10]. Для цього
необхідно виконання таких умов.
Достатність резервів та/або гнучкості ОЕС для ком-
пенсації можливих (вірогідних) небалансів на кожній
ступені ГЕН обумовлюючих необхідність збільшення
генерації та/або зменшення навантаження.
Цю вимогу можна формалізувати в такому ви-
гляді при виникненні небалансів, компенсація
яких потребує збільшення генерації та/або змен-
шення навантаження в ОЕС:
max_
1 1
,
K M
P
kngt mngt ngt ngt
k m
YZ P I NZ
(5)
де NZngt – величина можливого небалансу на від-
повідній ступені ГЕН, компенсація якого потребує
збільшення генерації та/або зменшення наванта-
ження в ОЕС; ∆YZkngt – можливості генерації зі
збільшення потужності на відповідній ступені ГЕН;
∆Ingt – обсяги можливого імпорту електроенергії для
забезпечення вимог балансової надійності.
Аналогічно цю вимогу можна формалізувати і
при виникненні небалансів, компенсація яких по-
требує зменшення генерації та/або збільшення на-
вантаження в ОЕС:
max_
1 1
K M
H
kngt mngt ngt ngt
k m
YR P E NR , (6)
де NRngt – величина можливого небалансу на від-
повідній ступені ГЕН, компенсація якого потребує
зменшення генерації та/або збільшення наван-
таження в ОЕС; ∆YRkngt – можливості генерації зі
зменшення потужності на відповідній ступені ГЕН;
∆Engt – обсяги можливого експорту електроенергії
для забезпечення вимог балансової надійності.
Формально, виконання вимог (1) та (5)–(6)
можна забезпечити за рахунок імпорту в умовах
глобалізованого ринку електроенергії. Але імпорт,
як і виробництво електроенергії на ЕНП, не є га-
рантованим, особливо в довгостроковій перспек-
тиві. Тому будувати на можливості у будь-який
момент отримати необхідну потужність для по-
криття ГЕН або балансування за рахунок імпорту
є неприйнятною стратегією розвитку національ-
ної ОЕС з точки зору вимог енергетичної безпеки.
При цьому, є розуміння як на національному,
так і на міжнаціональному рівнях того, що для за-
безпечення балансової надійності в межах між-
національних об’єднань необхідно певним чином
67
Теоретичне обґрунтування необхідності оплати потужності в ОЕС
ISSN 2786-7102 (Online). System Research in Energy. 2022. 2(71)
обмежувати орієнтацію національних ОЕС на ви-
користання імпорту для вирішення проблем своєї
балансової надійності. Так, у межах паралельної ро-
боти з ENTSO-E лише до 30% від загальної потреби
в резервах можуть закуповувати оператори систем
передачі національних ОЕС, які входять до її складу,
в інших ОЕС, у багатьох країнах впроваджено рин-
ки стратегічних резервів або потужності [9].
Для забезпечення можливості виконання озна-
чених вимог у майбутньому необхідно забезпечити
узгоджене в ОЕС по часу, масштабах та територіаль-
ному розміщенню (у деяких випадках) будівництво
нових генеруючих потужностей та впровадження
заходів (технологій) з керованого управління по-
питом, а також збереження в роботі їх існуючих по-
тужностей, зокрема, за рахунок їх реконструкції, з
очікуваними у перспективі рівнями та режимами
споживання електроенергії, масштабами розви-
тку ЕНП з урахуванням можливості максимальної
розрахункової аварії. Тобто, необхідно забезпечити
формування та реалізацію траєкторії розвитку ОЕС
в розрахунковий період, яка описується множиною
TRP={ Xkt }U{ Xmt }, при якій встановлена потуж-
ність генеруючих одиниць та технологій керова-
ного управління попитом забезпечує гарантовану
можливість виконання вимог (1) та (5)–(6) при за-
безпеченні нормативних вимог стосовно балансової
надійності при централізованій диспетчеризації, та
потенційну – при децентралізованій, на базі ринко-
вих механізмів узгодження попиту та пропозиції.
Траєкторії, які забезпечують таку можливість, далі
будемо позначати припустимими.
При цьому необхідно чітко розуміти, що при-
пустимість траєкторії розвитку ОЕС при децен-
тралізованому формуванні покриття ГЕН гаран-
товано не забезпечує можливість виконання ви-
мог балансової надійності, бо при формуванні
комерційного графіка покриття, за відсутності до-
статніх спеціалізованих потужностей для балан-
сування з малим часом реакції, ці вимоги можуть
забезпечуватись, головним чином, працюючим
складом обладнання, яке не завжди в змозі забез-
печити означені вимоги. Тобто, генеруючі потуж-
ності, які мають менші можливості в контексті
надання гнучкості ОЕС, але мають меншу ціну
виробництва електроенергії, можуть витісняти з
графіка покриття ГЕН більш маневрові потужнос-
ті, а це може привести до неможливості виконан-
ня вимог (5) та/або (6).
Для забезпечення можливості розвитку ОЕС за
припустимою траєкторією необхідно для нових
та існуючих генеруючих одиниць та технологій з
керованого управління попитом, які забезпечують
її формування, мати гарантії прибуткової роботи в
ринкових умовах [10].
Це обумовлено тим, що прийняття інвестицій-
них рішень окремими суб’єктами господарювання
стосовно будівництва нових та реконструкції існу-
ючих енергетичних об‘єктів базується на критеріях
прибутковості вкладеного капіталу в порівнянні із
іншими альтернативними можливостями – банків-
ські депозити або його вкладення в інші види госпо-
дарської діяльності, терміну окупності інвестицій та
оцінки фінансових ризиків. Лише за умов, коли ціна
та обсяг продажу електроенергії і дохід від надан-
ня допоміжних послуг роблять такі інвестиції до-
цільними для інвесторів за цими критеріями, вони
будуть інвестувати кошти в розвиток генеруючих
потужностей та впровадження заходів з керовано-
го управління попитом. Поряд з цим, і доцільність
підтримки в роботі існуючих генеруючих потуж-
ностей та заходів з керованого управління попитом,
зокрема, систем накопичення електроенергії, їхніми
власниками буде лише при умові, коли ціна та об-
сяг продажу електроенергії і дохід від надання до-
поміжних послуг або послуг з управління попитом
буде достатньою для їх прибуткової роботи.
Цю вимогу можна формалізувати наступним
чином:
1 1
( )
G N
kngt kngt kngt kngt ngt
g n
NV CV NB CB H
( )kt kt kt kt ktP PR PC UC I
1 1
( ) ,
G N
kngt kt kngt kt ngt
g n
NV PV NB UV H (7)
де CVkngt − ціна продажу електроенергії на відповід-
ній ступені ГЕН, грн. за МВт годину; CBkngt − ціна
продажу допоміжної послуги на відповідній ступені
ГЕН, грн. за МВт годину; Pkt − встановлена потуж-
ність відповідної технології генерації або керова-
ного управління попитом, МВт; NVkngt – потужність
участі в покритті ГЕН на певній його ступені, МВт;
NBktgn– потужність участі в надання допоміжних по-
слуг ГЕН на певній його ступені, МВт; Hngt – три-
валість відповідної ступені ГЕН, год; PRkt, PCkt,
UCkt, Ikt − питомі прибуток на капітал, умовно-постій-
ні податки (платежі), витрати та інвестиційна скла-
дова в ціні за МВт годину на одиницю встановленої
потужності відповідно, грн; PVkt, UVkt, − питомі умов-
но-змінні податки та витрати на одиницю виробленої
електроенергії, відповідно, грн за МВт годину.
3. Результати та обговорення
Для виконання вимог балансової надійності,
як відзначалось, необхідно забезпечити розви-
ток ОЕС по припустимій траєкторії розвитку, для
чого необхідно вирішити такі основні задачі.
1. Сформувати (визначити) найбільш доціль-
ну до реалізації припустиму траєкторію розвитку
ОЕС. Головною вимогою при формуванні такої
68
Б. КОСТЮКОВСЬКИЙ, Т. НЕЧАЄВА
ISSN 2786-7102 (Online). Системні дослідження в енергетиці. 2022. 2(71)
траєкторії є визначення мінімально-необхідної
потужності генерації та технологій управління
попитом для забезпечення балансової надійності
ОЕС при мінімізації усередненої гранично-при-
йнятної ціни на електроенергії на ринку на про-
тязі розрахункового етапу [2].
2. Забезпечити збереження в роботі існуючих
енергетичних об’єктів та будівництво нових для
реалізації сформованої припустимої траєкторії
розвитку ОЕС.
3. Забезпечити прибутковість роботи нових та
існуючих енергетичних об’єктів.
При монопольних моделях регулювання ринку
електроенергії вирішення цих задач здійснюється
в межах системи управління розвитком та функці-
онуванням ОЕС. При цьому за рахунок викорис-
тання методів оптимізації можливо забезпечити
поставку електроенергії споживачам за мінімаль-
ними, але економічно-обґрунтованими цінами.
Лібералізація ринків електроенергії на тлі прі-
оритетного розвитку електростанцій, які працю-
ють на ВДЕ, частина з яких є електростанціями
з негарантованою потужністю, це у першу чергу
стосується вітрових та сонячних електростанцій,
значно ускладнюють проблему забезпечення ба-
лансової надійності ОЕС у перспективі. При цьо-
му проблема забезпечення балансової надійності
загострюється при впровадженні все більш лібе-
ралізованих моделей ринку електроенергії, при
яких головною рушійною силою з точки зору фор-
мування цін на електроенергію та її пропозиції є
вільна конкуренція між учасниками ринку.
Найбільш лібералізованими моделями ринку
електроенергії на сьогодні є моделі вільного досту-
пу до мереж (МВДМ), які на сьогодні реалізовані у
багатьох, у першу чергу, розвинених, країнах світу,
зокрема, в країнах-членах ENTSO-E [2, 6–9].
МВДМ базуються на можливості вибору спожи-
вачем постачальника і за своєю ідеологією перед-
бачають, що конкуренція на ринку електроенергії,
при децентралізованому формуванні покриття ГЕН
на основі попиту та пропозиції, за рахунок цінових
сигналів забезпечить необхідні інвестиції у певні
види генерації та заходи з керованого управління
попитом. Це дозволить забезпечити балансову на-
дійність ОЕС та знижувати ціну на електроенергію
як шляхом впровадження новітніх технологій через
можливості вільного входу на ринок нових гравців,
так і за рахунок конкуренції між виробниками елек-
троенергії. При цьому, усі витрати, пов’язані з опла-
тою послуг з централізованого електропостачання,
прив’язуються до ціни електроенергії і ніяким чи-
ном не залежать від потужності генерації та заходів
з керованого управління попитом, які необхідні для
покриття потреб окремих споживачів.
Але при впровадженні ринкових моделей регу-
лювання були припущенні помилки, які обумов-
ленні неповним урахуванням специфіки систем
централізованого електропостачання (СЦЕ) спо-
живачів, в яких споживачу надається комплексна
послуга з забезпечення його потреб в електро-
енергії, можливість надання якої визначається у
першу чергу достатністю потужності генеруючих
одиниць та технологій керованого управління по-
питом для виконання вимог балансової надійнос-
ті. При монопольній моделі регулювання діяль-
ності послуга з достатності означеної потужності
виконується автоматично, навіть без її окремої
оплати – за цієї моделі достатньо просто зроби-
ти на наступний рік прогноз обсягів виробництва
електроенергії та загальних витрат для забезпе-
чення цих обсягів. За відсутності такої оплати при
ринкових моделях регулювання гарантувати, при
нормативному рівні надійності електропостачан-
ня, достатність потужності генеруючих одиниць
та технологій керованого управління попитом для
виконання вимог балансової надійності немож-
ливо. Більш того, дуже значними стають ризики
виникнення недостатності такою потужності, що
обумовлено наступними чинниками.
За ринкових моделей регулювання ринку елек-
троенергії на базі вільної конкуренції навіть на
перспективу одного року не можливо коректне ви-
значення майбутніх цін на електроенергію та до-
поміжні послуги на ступенях ГЕН, а також обсяги
потужності для k генеруючої одиниці або m техно-
логії керованого управління попитом, які будуть за-
діяні для покриття потреби в електроенергії та на-
данні допоміжних послуг на ступенях ГЕН. Тому
виникають значні ризики невиконання вимоги (7)
для існуючих енергетичних об’єктів, які не мають
гарантій щодо цін та обсягів збуту електроенергії.
Особливо вони зростають при наданні преферен-
цій для розвитку генерації, яка в якості первинного
джерела енергії використовує ВДЕ, зокрема, щодо
пріоритетності диспетчеризації щодо участі у по-
критті ГЕН та гарантованих цін на вироблену ними
електроенергію. В цих умовах значно зростає за-
лежність можливості виробництва електроенергії
іншими видами генерації від конкретних погодних
умов, які по роках можуть суттєво змінюватись і
сильно впливають як на загальну потребу в потуж-
ності генерації для надійного покриття ГЕН при
максимальних навантаженнях споживачів, так і
на необхідні обсяги виробництва як через погодні
фактори, так і через коливання під їх впливом ви-
робництва електроенергії на ЕНП.
Додатковою проблемою стає і поява просьюме-
рів, які знижують потребу у виробництві електро-
енергії в СЦЕ, але надійність електропостачання –
69
Теоретичне обґрунтування необхідності оплати потужності в ОЕС
ISSN 2786-7102 (Online). System Research in Energy. 2022. 2(71)
можливість покупати електроенергію в СЦЕ, може
гарантувати лише наявність відповідних обсягів
генерації, які повинні бути доступними в СЦЕ для
забезпечення такого «резервування».
У цих умовах підтримувати в роботі електро-
станції з низьким коефіцієнтом використання по-
тужності (КВВП), а тим більше ті, потреба в яких
може виникнути один раз на кілька років, стає еко-
номічно невигідно для їх власників, і такі потуж-
ності закриваються. Більш того, при виникненні
значних профіцитів потужності генерації, які ма-
ють місце, у першу чергу, при значній потужності
ЕНП у складі ОЕС, коли погодні умови сприяють
максимізації їх робочої потужності, ціни на ринку
обвалюються і можуть стати навіть від’ємними,
що для нормального ринку є нонсенсом. За таких
умов виникають ризики невиконання вимоги (7) і
для електростанцій з достатньо високим КВВП.
Також при МВДМ, через відсутність можливос-
ті коректного визначення майбутніх цін на елек-
троенергію та допоміжні послуги, а також обсяги
майбутнього попиту, які у майбутньому будуть
покриватися новою генерацією або технологіями
з керованого управління попитом, обґрунтувати
доцільність їх впровадження, тобто побудувати ко-
ректну фінансову модель їх діяльності на перспек-
тиву, яка дозволяє обґрунтувати доцільність інвес-
тицій – можливість прибуткової роботи в термін
життєвого та/або інвестиційного циклу, нереально.
Саме тому, лише практично електростанції, які ви-
користовують ВДЕ в якості первинного енергоно-
сія, активно нарощують нову потужність, бо вони
мають відповідні гарантії і можуть легко будувати
відповідні фінансові моделі. Звісно, це порушує
принцип вільної конкуренції і реально не цінові
ринкові сигнали, а державна політика стає рушій-
ною силою розвитку генерації.
На сьогодні здійснюються спроби вирішити за-
дачі забезпечення балансової надійності шляхом
впровадження механізму «гарантування інвес-
тицій в потужність», зокрема, подібні механіз-
ми передбачені Директивою 2009/72/EC [11] та
Законом України про ринок електроенергії [12],
що теоретично може забезпечити реалізацію при-
пустимої траєкторії розвитку ОЕС, формування
(визначення) якої є завданням оператора системи
передач (ОСП) відповідної ОЕС. Тобто, ОСП за
результатами досліджень з прогнозування розви-
тку ОЕС у контексті забезпечення балансової на-
дійності визначає необхідність у будівництві но-
вих потужностей, їх технічних характеристик та
ініціює або організовує проведення відповідного
конкурсу на їх будівництво.
Але цей механізм не дає гарантій щодо мож-
ливості прибуткової роботи у перспективі новим
потужностям, якщо за умовами конкурсу перед-
бачається поверненням лише частки інвестицій,
необхідних для їх впровадження в роботу. Тому
без додаткових гарантій у відшкодування як міні-
мум усіх умовно-постійних витрат, інвестицій та
певного рівня прибутковості важко розраховувати
на зацікавленість інвесторів у реалізації відповід-
них проєктів. При цьому, проблему гарантування
прибуткової роботи необхідних існуючих потуж-
ностей для забезпечення балансової надійності
цей механізм, звісно, не вирішує.
Тобто, цей механізм може лише частково за-
безпечити вирішення задач балансової надійнос-
ті в частині будівництва нових потужностей при
умові відповідної їх оплати.
Також необхідно відзначити, що, навіть, незва-
жаючи на усі фінансові ризики, дуже висока ціна
на електроенергію та/або на допоміжні послуги,
яка свідчить про виникнення дефіциту, стала би ці-
новим стимулом для прийняття рішень про будів-
ництво відповідної генерації та/або впровадження
заходів з керованого управління попитом. Але вра-
ховуючи термін реалізації відповідних проєктів,
високою стає вірогідність того, що під час їх реалі-
зації вимоги балансової надійності будуть порушу-
ватись на певних ступенях окремих ГЕН.
Таким чином, можна зробити висновок, що в
межах МВДМ відсутність гарантованої можливості
виконання вимоги (7) для існуючих потужностей та
практично нереалістичність можливості залучен-
ня інвестицій для впровадження нових без гаран-
тування цін та обсягів реалізації електроенергії та/
або допоміжних послуг, вірогідність можливості
порушення вимог балансової надійності в середньо-
строковій, а тим більш в довгостроковій перспективі
значно вища, ніж вірогідність їх виконання. А з ура-
хуванням подальшого зростання потужності елек-
тростанцій, які працюють з використанням ВДЕ,
що розглядається як один з ключових напрямків де-
карбонізації економіки, та просьюмерів, які в якос-
ті генерації використовують головним чином ЕНП,
без запровадження оплати мінімально-необхідної
гарантованої потужності генерації та заходів з керо-
ваного управління попитом для забезпечення вимог
балансової надійності, забезпечити виконання цих
вимог стає практично нереальною задачею.
Фактично, впровадження плати за потужність
забезпечує можливість централізованого управ-
ління розвитком ОЕС, що є об’єктивною необ-
хідністю можливості узгодженої роботи великої
кількості елементів, з яких складається ОЕС, при
забезпеченні жорстких вимог до якості електро-
енергії в межах єдиного технологічного процесу.
Впровадження плати за потужність може здій-
снюватися з використанням різних механізмів, зо-
70
Б. КОСТЮКОВСЬКИЙ, Т. НЕЧАЄВА
ISSN 2786-7102 (Online). Системні дослідження в енергетиці. 2022. 2(71)
крема, за рахунок впровадження ринку потужнос-
ті [9] або спеціальної допоміжної послуги. Але
незалежно від того, яким чином її впроваджують,
необхідним є виділення трьох видів такої оплати.
1. Оплата мінімально-необхідної встановле-
ної потужності існуючих генеруючих одиниць та
технологій з керованого управління попитом для
забезпечення балансової надійності при найбільш
вірогідних рівнях та режимах електроспоживання
та генерації ЕНП для відповідного року здійснен-
ня платежів.
2. Оплата мінімально-необхідної встановленої
потужності нових генеруючих одиниць та техно-
логій з керованого управління попитом для забез-
печення балансової надійності при найбільш віро-
гідних рівнях та режимах електроспоживання та
генерації ЕНП для відповідного року здійснення
платежів.
3. Оплата стратегічного резерву встановленої
потужності генерації для можливості мінімізації
наслідків форс-мажорних обставин – аномально-
високе навантаження, затримки з вводом нової
генерації, дуже низька потужність ЕНП під час
максимуму навантажень тощо.
Необхідний рівень відповідної потужності та
економічно-обґрунтований рівень її оплати може
достатньо легко визначатися ОСП при проведенні
досліджень по оцінці відповідності (достатності)
генеруючих потужностей. Це можна зробити при
визначенні припустимої доцільної до реалізації
траєкторії розвитку ОЕС при проведенні відповід-
них досліджень на середньострокову перспективу
та при проведенні такої оцінки на короткостроко-
ву перспективу – перспективу наступного року,
коли він визначає, з використанням відповідних
моделей, баланси виробництва-споживання по-
тужності на всіх ступенях ГЕН для цього року з
урахуванням вимог балансової надійності [1, 10].
Відбір необхідної потужності з наявної в ОЕС
ОСП може здійснювати на конкурсних засадах
по типах генерації та технологіям керованого
управління попитом. При цьому визначений еко-
номічно-обґрунтований рівень оплати по типам
технологій та заходам з керованого управління
попитом, який, як відзначалось, може визначити
ОСП, виступає як гранична ціна закупівлі відпо-
відної потужності ОСП. Оплату потужності най-
більш доцільно забезпечити шляхом її включення
до рахунку споживачів, яка повинна бути пропо-
рційною їх заявленій максимальній потужності,
що забезпечує коректність оцінки витрат в СЦЕ
на підтримку достатніх потужностей для забезпе-
чення вимоги (1).
У цьому контексті запровадження означеної
оплати через механізм ринку потужності є більш
ефективним рішенням, ніж впровадження відпо-
відної допоміжної послуги, бо оплата через до-
поміжну послугу здійснюється ОСП відповідно
до обсягів спожитої електроенергії, які не завжди
добре корелюються з максимальною потужністю
споживача, що у першу чергу стосується про-
сьюмерів.
При цьому, плата за потужність нараховується
за всі години, коли відповідний k енергетичний
об’єкт є доступним (заявився) на всіх сегментах
ринку, на яких він може працювати, а також при
знаходженні в плановому ремонті, терміни якого
та тривалість були погоджені з ОСП.
Впровадження ринку електроенергії, згідно за-
декларованих цілей його впровадження, спрямо-
вано на захист прав споживачів. В цьому контек-
сті, для виключення подвійної оплати мінімально-
необхідної потужності генерації та технологій з
керованого управління попитом для забезпечення
вимог балансової надійності, вартість їх послуг з
постачання електроенергії та надання допоміж-
них послуг не повинна включати витрати, які від-
шкодовуються через механізм оплати потужності.
З огляду на те, що необхідність оплати до-
ступної потужності при імпорті електроенергії –
ціна фактична для споживача є сумою вартості
імпорту та плати за доступну потужність, для
недискримінації споживача імпортер повинен
оплачувати цю незадіяну доступну потужність,
шляхом зниження на відповідну величину вар-
тості електроенергії для споживачів, які купують
у нього електроенергію.
4. Висновки
Проведені дослідження показують, що опла-
та мінімально-необхідної потужності генерації
та технологій з керованого управління попитом
є необхідною умовою забезпечення балансової
надійності ОЕС. Тому виконання вимоги щодо
забезпечення фінансової збалансованості ринку
електроенергії, можливість прибуткової роботи
мінімально-необхідної генерації та технологій
керованого управління попитом є необхідною
умовою сталої роботи ринку електроенергії. Без
її виконання власники існуючих енергетичних
об’єктів не будуть зацікавлені у продовженні екс-
плуатації «надлишкових» потужностей, підтрим-
ка яких у працездатному стані буде для них збит-
ковою, а для потенційних інвесторів саме можли-
вість прибуткової роботи є головним критерієм
доцільності інвестування у проєкти з розвитку
генерації та впровадження заходів з керованого
управління попитом.
Ключову роль у можливості гарантування ви-
конання нормативних вимог балансової надійнос-
71
Теоретичне обґрунтування необхідності оплати потужності в ОЕС
ISSN 2786-7102 (Online). System Research in Energy. 2022. 2(71)
ті при централізованій диспетчеризації повинен
відігравати ОСП, бо лише він має інституційну
спроможність щодо формування доцільної до ре-
алізації у перспективі траєкторії розвитку ОЕС
у контексті забезпечення балансової надійності,
визначення необхідних обсягів стратегічних ре-
зервів та необхідної доступної потужності, за-
безпечити розрахунок економічно-обґрунтованих
рівнів їх оплати.
Тому доцільним є впровадження централізо-
ваного ринку потужності під фактичним керу-
ванням ОСП, що забезпечує можливість центра-
лізованого управління розвитком ОЕС, без чого
практично нереально забезпечити її необхідний
розвиток у контексті забезпечення балансової
надійності.
Посилання
1. Про затвердження Кодексу системи передачі:
Постанова Національної комісії, що здійснює дер-
жавне регулювання у сферах енергетики та кому-
нальних послуг від 14.03.2018 № 309. URL: https://
zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text
(дата звернення: 22.01.2022).
2. Костюковський Б.А. Методи та засоби про-
гнозування розвитку структури генеруючих по-
тужностей об‘єднаних електроенергетичних си-
стем в умовах ринкового регулювання діяльності в
електроенергетиці: дисертація на здобуття науко-
вого ступеня кандидата технічних наук. К., 2007р.
161 с.
3. Системный подход при управлении развитием
электроэнергетики / под ред. Л.С. Беляева и Ю.Н. Ру-
денко. Новосибирск: Наука, 1980. 310 с.
4. Салливан Р. Проектирование развития энерго-
систем. М.: Энергоиздат, 1982. 360 с.
5. Месарович М., Мако Д., Такахара И. Теория
иерархических многоуровневых систем / пер. с
англ. Под ред. Шахина И.Ф. М.: Мир, 1973. 334 с.
6. Костюковський Б.А., Лещенко І.Ч., Спітков-
ський А.І., Іваненко Н.П. Теоретичні засади аналі-
зу ефективності моделей регулювання діяльності
в електроенергетиці та оцінка наслідків впрова-
дження ринкових моделей в Україні. Проблеми
загальної енергетики. 2012. Вип. 4(31). С. 21—26.
7. Беляев Л.С. Проблемы электроэнергетическо-
го рынка. Новосибирск: Наука, 2009. 296 с. ISBN
978-5-02-023290-7.
8. ENTSO-E. Vision on Market Design and System
Operation towards 2030. URL: https://vision2030.
entsoe.eu/wp-content/uploads/2019/11/entsoe_fp_vi-
sion_2030_web.pdf.
9. Strategic Reserves versus Market-wide Capacity
Mechanisms Pär Holmberg and Thomas Tangerås IFN
Working Paper No. 1387, 2021. URL: https://www.
ifn.se/media/byddy5yr/wp1387.pdf (дата звернення:
22.01.2021).
10. Методологія виконання оцінки відповідності
(достатності) генеруючих потужностей. Київ: НЕК
«Укренерго», 2020. URL: https://ua.energy/wp-con-
tent/uploads/2020/12/Metodologiya-vykonannya-ot-
sinky-vidpovidnosti-dostatnosti-generuyuchyh-potu-
zhnostej.pdf (дата звернення: 22.01.2021).
11. Directive 2009/72/EC of the European Parlia-
ment and of the Council of 13 July 2009 concerning
common rules for the internal market in electricity
and repealing Directive 2003/54/EC. URL: http://
data.europa.eu/eli/dir/2009/72/oj (дата звернення:
18.01.2022).
12. Про ринок електричної енергії: Закон України
від 13.04.2017 № 2019-VIII. Верховна Рада
України. Законодавство України. URL: https://
zakon.rada.gov.ua/laws/show/2019-19#Text (дата
звернення: 18.01.2022).
THEORETICAL JUSTIFICATION OF THE NECESSITY OF PAYMENT FOR
CAPACITY IN IPS
Borys Kostyukovskyi, PhD (Engin.), Senior Research Scientist, https://orcid.org/0000-
0001-7123-3096
Tetiana Nechaieva*, PhD (Engin.), https://orcid.org/0000-0001-9154-4545
General Energy Institute of National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv
e-mail: info@ienergy.kiev.ua
*Corresponding author: nechaieva.tan@gmail.com
Abstract. One of the most important tasks to be solved in the context of the Inte-
grated power systems (IPS) development is to ensure balance reliability. Its suc-
cessful solution is possible only if the electricity market is financially balanced - the
sufficiency of the revenues of energy companies for running a business of electricity
production and providing auxiliary services, as well as providing an opportunity
for investors to justify the feasibility of implementing projects for the development
of generation and the implementation of demand-driven management measures to
ensure the IPS balance reliability. When the IPS works according to the rules of the
liberalized electricity market, it is impossible to guarantee the owners of generating
72
Б. КОСТЮКОВСЬКИЙ, Т. НЕЧАЄВА
ISSN 2786-7102 (Online). Системні дослідження в енергетиці. 2022. 2(71)
References
1. Pro zatverdzhennia Kodeksu systemy peredachi.
Postanova Natsionalnoi komisii, shcho zdiisniuie der-
zhavne rehuliuvannia u sferakh enerhetyky ta komu-
nalnykh posluh vid 14.03.2018 № 309. https://zakon.
rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text (Last ac-
cessed: 22.01 2022 р.) [in Ukrainian].
2. Kostyukovskyy B.A. Methods and appropriate
applications of united energy system’s generating ca-
pacities structure forecasting taking into account pow-
er sector liberalization: dissertation for the degree of
candidate of technical sciences, Kyiv, 2007 р. 161 с.
[in Ukrainian].
3. Sistemnii podkhod pri upravlenii razvitiem
elektroenergetiki / pod red. L.S. Belyaeva i Yu.N.
Rudenko. Novosibirsk: Nauka, 1980. 310 p. [in
Russian].
4. R. Sallivan. Proektirovanie razvitiya energo-
sistem. M.: Energoizdat, 1982. 360 p. [in Russian].
5. Mesarovich, M., Mako, D., & Takakhara, I.
(1973). Teoriya ierarkhicheskikh mnogourovnevikh
sistem / per. s angl. Pod red. Shakhina I.F. M.: Mir.
334 p. [in Russian].
6. Kostyukovskyi, B.A., Leshchenko, I.Ch., Spit-
kovskyi, A.I., & Ivanenko, N.P. (2012). Theoretical
basis of the analysis of the effi ciency of models of the
control over activities in the electric power sector and
the evaluation of consequences of the introduction of
market models in Ukraine. The Problems of General
Energy, 4(31), 21–28 [in Ukrainian].
7. Belyaev L.S. (2009). Problemi elektroenergetich-
eskogo rinka. Novosibirsk: Nauka, 296 с. ISBN 978-
5-02-023290-7 [in Russian]
8. ENTSO-E Vision on Market Design and System
Operation towards 2030. URL: https://vision2030.
entsoe.eu/wp-content/uploads/2019/11/entsoe_fp_vi-
sion_2030_web.pdf
9. Strategic Reserves versus Market-wide Capaci-
ty Mechanisms Pär Holmberg and Thomas Tangerås
IFN Working Paper No. 1387, 2021 https://www.
ifn.se/media/byddy5yr/wp1387.pdf (Last accessed:
22.01.2021).
10. Metodolohiia vykonannia otsinky vidpovidno-
sti (dostatnosti) heneruiuchykh potuzhnostei. NPC
«Ukrenergo». 2020. URL: https://ua.energy/wp-con-
tent/uploads/2020/11/Metodologiya-2020-v2.pdf.
(Last accessed: 22.02.2021) [in Ukrainian].
11. Directive 2009/72/EC of the European Parliament
and of the Council of 13 July 2009 concerning com-
mon rules for the internal market in electricity and re-
pealing Directive 2003/54/EC. URL: http://data.euro-
pa.eu/eli/dir/2009/72/oj (Last accessed: 18.01.2021).
12. On Electricity Market: Law of Ukraine, April
13, 2017, № 2019-VIII. Verkhovna Rada of Ukraine.
Legislation of Ukraine. URL: https://zakon.rada.
gov.ua/laws/show/2019-19?lang=en#Text (Last ac-
cessed: 18.01.2022).
Надійшла до редколегії: 28.09.2022
companies and demand-driven management systems a profit at the level at which
they will consider their work on this market expedient in the absence of special
mechanisms for providing relevant guarantees, for example, a «green» tariff for
power plants on renewable energy sources. Сertainly, without the presence of such
mechanisms, it is impossible to justify the feasibility of implementing investment
projects for the development of generating capacities and the implementation of
measures for managed demand management. This creates significant risks in terms
of ensuring balance reliability requirements in the IPS, whose activity is regulated
according to the rules of the liberalized electricity market, in the long term due to
the possibility the occurrence of a general deficit of generation capacity or insuffi-
cient maneuverability of the IPS. The emergence of a deficit will be due to the lack
of interest on the part of the owners of generating companies and demand-driven
management systems in maintaining the generating units and corresponding sys-
tems in an affordable state, which do not bring sufficient profit, as well as due to
the lack of investment in the construction of new capacities. Taking into account the
above, the purpose of the performed studies, the main results of which are given in
the article, was the scientific justification of the need to introduce capacity payment
as a key prerequisite for ensuring the IPS balance reliability based on the analysis
of their objective properties and features of the functioning of liberalized electricity
markets, as well as the appropriate mechanisms for its implementation.
Keywords: power system, electric power generation, electricity market, capacity pay-
ment, power system balancing reliability.
|
| id | systemreorg-article-616 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:19:25Z |
| publishDate | 2022 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/9c/480406f8ff9a5c2e4bb523ffa0ca459c.pdf |
| spelling | systemreorg-article-6162026-07-18T12:57:43Z Theoretical justification of the necessity of payment for capacity in IPS Теоретичне обґрунтування необхідності оплати потужності в ОЕС Kostyukovskyi, Borys Nechaieva , Tetiana power system, electric power generation, electricity market, capacity payment, power system balancing reliability електроенергетична система, генеруючі потужності, ринок електроенергії, плата за потужність, балансова надійність One of the most important tasks to be solved in the context of the Integrated power systems (IPS) development is to ensure balance reliability. Its successful solution is possible only if the electricity market is financially balanced the sufficiency of the revenues of energy companies for running a business of electricity production and providing auxiliary services, as well as providing an opportunity for investors to justify the feasibility of implementing projects for the development of generation and the implementation of demand-driven management measures to ensure the IPS balance reliability.When the IPS works according to the rules of the liberalized electricity market, it is impossible to guarantee the owners of generating companies and demand-driven management systems a profit at the level at which they will consider their work on this market expedient in the absence of special mechanisms for providing relevant guarantees, for example, a "green" tariff for power plants on renewable energy sources. Сertainly, without the presence of such mechanisms, it is impossible to justify the feasibility of implementing investment projects for the development of generating capacities and the implementation of measures for managed demand management. This creates significant risks in terms of ensuring balance reliability requirements in the IPS, whose activity is regulated according to the rules of the liberalized electricity market, in the long term due to the possibility the occurrence of a general deficit of generation capacity or insufficient maneuverability of the IPS. The emergence of a deficit will be due to the lack of interest on the part of the owners of generating companies and demand-driven management systems in maintaining the generating units and corresponding systems in an affordable state, which do not bring sufficient profit, as well as due to the lack of investment in the construction of new capacities.Taking into account the above, the purpose of the performed studies, the main results of which are given in the article, was the scientific justification of the need to introduce capacity payment as a key prerequisite for ensuring the IPS balance reliability based on the analysis of their objective properties and features of the functioning of liberalized electricity markets, as well as the appropriate mechanisms for its implementation. Однією з найважливіших задач, вирішення якої необхідно забезпечити при розвитку об’єднаних електроенергетичних систем (ОЕС), є виконання вимог балансової надійності. Її успішне вирішення можливо лише при умові фінансової збалансованості ринку електроенергії – достатність доходів енергетичних компаній для ведення бізнесу з виробництва електроенергії та надання допоміжних послуг, а також при забезпеченні можливості для інвесторів обґрунтувати доцільність реалізації проєктів з розвитку генерації та впровадження заходів з керованого управління попитом для забезпечення балансової надійності ОЕС.При роботі ОЕС за правилами лібералізованого ринку електроенергії неможливо гарантувати власникам генеруючих компаній та систем керованого управління попитом отримання прибутку на рівні, за якого їх роботу на цьому ринку вони будуть вважати доцільною за відсутності спеціальних механізмів надання відповідних гарантій, наприклад, «зеленого» тарифу для електростанцій на відновлювальних джерелах енергії. Звісно, що без наявності таких механізмів неможливо обґрунтувати доцільність реалізації інвестиційних проєктів з розвитку генеруючих потужностей та впровадження заходів з керованого управління попитом. Це створює значні ризики щодо забезпечення вимог балансової надійності в ОЕС, регулювання діяльності в яких здійснюється за правилами лібералізованого ринку електроенергії, у довгостроковій перспективі через можливість виникнення загального дефіциту потужності генерації або недостатньої маневреності ОЕС. Виникнення дефіциту буде пов’язано з відсутністю зацікавленості частини власників генеруючих компаній та систем керованого управління попитом у підтримці в доступному стані генеруючих одиниць та відповідних систем, які не приносять достатній прибуток, а також через відсутність інвестицій в будівництво нових потужностей.З урахуванням означеного, метою виконаних досліджень, основні результати яких наведено у статті, було наукове обґрунтування необхідності впровадження оплати потужності як ключової передумови забезпечення балансової надійності ОЕС на основі аналізу їх об’єктивних властивостей та особливостей функціонування лібералізованих ринків електроенергії, а також доцільних механізмів її впровадження. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2022-12-27 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/616 10.15407/srenergy2022.02.064 System Research in Energy; No. 2(71) (2022): System Research in Energy; 64-72 Системні дослідження в енергетиці; № 2(71) (2022): Системні дослідження в енергетиці; 64-72 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/616/538 Copyright (c) 2022 Borys Kostyukovskyi, Tetiana Nechaieva https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | power system electric power generation electricity market capacity payment power system balancing reliability Kostyukovskyi, Borys Nechaieva , Tetiana Theoretical justification of the necessity of payment for capacity in IPS |
| title | Theoretical justification of the necessity of payment for capacity in IPS |
| title_alt | Теоретичне обґрунтування необхідності оплати потужності в ОЕС |
| title_full | Theoretical justification of the necessity of payment for capacity in IPS |
| title_fullStr | Theoretical justification of the necessity of payment for capacity in IPS |
| title_full_unstemmed | Theoretical justification of the necessity of payment for capacity in IPS |
| title_short | Theoretical justification of the necessity of payment for capacity in IPS |
| title_sort | theoretical justification of the necessity of payment for capacity in ips |
| topic | power system electric power generation electricity market capacity payment power system balancing reliability |
| topic_facet | power system electric power generation electricity market capacity payment power system balancing reliability електроенергетична система генеруючі потужності ринок електроенергії плата за потужність балансова надійність |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/616 |
| work_keys_str_mv | AT kostyukovskyiborys theoreticaljustificationofthenecessityofpaymentforcapacityinips AT nechaievatetiana theoreticaljustificationofthenecessityofpaymentforcapacityinips AT kostyukovskyiborys teoretičneobgruntuvannâneobhídnostíoplatipotužnostívoes AT nechaievatetiana teoretičneobgruntuvannâneobhídnostíoplatipotužnostívoes |