Prospects and problems of development of Integrated Power System of Ukraine in the conditions of its connection to the power system of the European Union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants
We investigated the key problems of the operation of wind farms within the Ukrainian Integrated Power System (IPS): determination of the type and capacity of regulators capable of ensuring frequency stability in the power system with large wind farms; determination of the competitiveness of wind fa...
Збережено в:
| Дата: | 2019 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2019
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/730 |
| 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_ | 1871104237499318272 |
|---|---|
| author | Kulyk М.M. Nechaieva T.P. Zgurovets O.V. |
| author_facet | Kulyk М.M. Nechaieva T.P. Zgurovets O.V. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Kulyk М.M.",
"institution": null
},
{
"author": "Nechaieva T.P.",
"institution": null
},
{
"author": "Zgurovets O.V.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Kulyk М.M. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:45Z |
| description |
We investigated the key problems of the operation of wind farms within the Ukrainian Integrated Power System (IPS): determination of the type and capacity of regulators capable of ensuring frequency stability in the power system with large wind farms; determination of the competitiveness of wind farms in the electricity market operating in power systems with the provision of frequency requirements. We studied possibilities of technological base and presence of economic basis for the hypertrophied development of wind farms and solar power plants in the Ukrainian IPS, which is taking place now.Using the author's problem-oriented computer software, the processes of frequency and power regulation in the IPS of Ukraine with large wind farms were studied and it was found that their reliable operation is possible due to the use of powerful batteries. Based on this fact, with the use of a progressive methodology for determining the weighted average cost of electricity production during the life cycle based on market relations, it was established that none of the configuration options for the complexes in the wind farm - the regulator - the backup station can compete economically with traditional technologies even with high payment for greenhouse gas emissions.Using the results obtained, an analysis of the law "On alternative energy sources" (hereinafter - the law on "green" tariff) in the conditions of the IPS of Ukraine regarding wind and solar power plants was conducted. This law was not economically and environmentally sound as early as at the moment of its adoption (2003) and, at the same time, created large preferences for owners of wind and solar power plants (extremely high tariffs for their power plants; charging costs for regulating capacities to the account of the consumer, the principle of "take or pay" in relations between owners of wind and solar power plants and the electricity market; obligations of the energy system to give permissions for connection of wind and solar power plants without limitations, etc.). As a consequence, as of the end of October 2019, the total capacity of functioning and declared to be commissioned WPPs and SPPs was about 12.55 GW, and according to existing forecasts by the end of this year this indicator will increase to 18 GW. IPS of Ukraine will not be able to accept such capacity of WPPs and SPPs (sources with zero guaranteed capacity) (the autumn maximum in the specified period was 21.3 GW).To analyze the effect of the law on the “green” tariff for the future state of Ukrainian energy system and the electricity market, the total costs were calculated, which the consumer will have to compensate in the situation when 7.75 GW of WPSs and 4.8 GW of SPPs work in the power system (volumes, stated as of the end of October 2019). At the same time, consumer expenditures will annually amount to 3.565 billion US dollars for the received 18.166 billion kWh of electricity. An alternative is calculated when the same amount of electricity is produced at coal-fired power plants. To do this, only 3.45 GW of their capacities is needed, and the total consumer expenses will amount to 286 million US dollars, that is 12.47 times less than in the case with the use of wind farms and solar power plants. It is shown that in the current state of all the profits that the electricity market in Ukraine receives, it will not be enough for settlements with the owners of wind farms and solar power plants.Therefore, it is urgent to adopt a law that repeals all the preferences for the construction and operation of wind farms and solar power plants in the Ukrainian energy system. Otherwise, the energy market in Ukraine will go bankrupt, and the country's economy will default.
|
| doi_str_mv | 10.15407/pge2019.04.004 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:47Z |
| format | Article |
| fulltext |
4
М.М. КУЛИК, Т.П. НЕЧАЄВА, О.В. ЗГУРОВЕЦЬ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
Світова енергетика наразі переживає період
бурхливого розвитку та використання віднов-
люваних джерел енергії (перш за все – вітро-
вих (ВЕС) і сонячних (СЕС) електростанцій) у
структурі генеруючих потужностей енергосис-
тем. Цей процес досить довго розвивався прак-
тично без урахування двох надзвичайно важли-
вих факторів, а саме: 1) ВЕС та СЕС є джере-
лами із нульовою гарантованою потужністю; 2)
ВЕС та СЕС за своєю технологічною природою
не можуть забезпечувати нормовану стабіль-
ність частоти та потужності електроенергії, яку
вони постачають у енергосистему. При цьому
відносні обсяги потужностей ВЕС та СЕС у по-
чатковий період їх використання в енергосис-
темах були, по-перше, незначними, а, по-друге,
необхідні обсяги регулюючих потужностей
вимушено залучались із резервів первинного,
вторинного та третинного регулювання, які за-
безпечені у кожній енергосистемі згідно нор-
мативних вимог щодо стабілізації нормальних,
аварійних та післяаварійних режимів її (енерго-
системи) функціонування. Тобто, для забезпе-
чення стабільної роботи ВЕС та СЕС у складі
об’єднаних енергосистем залучались швидко-
діючі резервні потужності, призначені для зо-
всім інших цілей. Такий підхід не створював
проблем в енергосистемах до тих пір, доки по-
тужність ВЕС та СЕС була незначною. З часом,
коли їх потужність завдяки законам про «зеле-
ні» тарифи у багатьох країнах значно виросла,
почались тяжкі системні аварії аж до блек-аутів
(Південна Австралія, 2017 р.). При цьому в
усьому світі бурхливе впровадження ВЕС і СЕС
в об’єднаних енергосистемах (ОЕС) провадить-
ся без належного наукового супроводу, методом
спроб і помилок. Не є виключенням, на жаль,
і ОЕС України. Станом на жовтень 2019 р. у її
склад було введено біля 4000 МВт потужностей
СЕС та біля 750 МВт потужностей ВЕС. До-
даткових швидкодіючих потужностей, призна-
чених для стабілізації режимів функціонуван-
МАТЕМАТИЧНЕ МОДЕЛЮВАННЯ
ЕНЕРГЕТИЧНИХ ОБ’ЄКТІВ І СИСТЕМ
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2019, 4(59): 4–12
doi: https://doi.org/10.15407/pge2019.04.004
УДК 621.311 М.М. КУЛИК, академік НАН України, д-р техн. наук, професор, ORCID: 0000-0002-5582-7027
Т.П. НЕЧАЄВА, канд. техн. наук, ORCID: 0000-0001-9154-4545
О.В. ЗГУРОВЕЦЬ, канд. техн. наук ORCID: 0000-0001-8439-9781
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
ПЕРСПЕКТИВИ ТА ПРОБЛЕМИ РОЗВИТУ ОБ’ЄДНАНОЇ ЕНЕРГОСИСТЕМИ УКРАЇНИ
В УМОВАХ ЇЇ ПРИЄДНАННЯ ДО ЕНЕРГОСИСТЕМИ ЄВРОСОЮЗУ І ГІПЕРТРОФОВАНОГО
ВИКОРИСТАННЯ У ЇЇ СКЛАДІ ВІТРОВИХ ТА СОНЯЧНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ*
Визначено типи і потужності регуляторів, які здатні забезпечити стабільність час-
тоти в енергосистемі з великими вітровими та сонячними електростанціями. До-
сліджено процеси стабілізації режимів в об’єднаних енергосистемах з великими
ВЕС з використанням акумуляторних батарей у ролі регуляторів. Досліджено кон-
курентоздатність вітрових електростанцій, порівняно із традиційними технологія-
ми. Досліджено вплив закону про «зелений» тариф на діяльність і стійкість ринку
електричної енергії в Україні.
К л ю ч о в і с л о в а: вітрова електростанція, сонячна електростанція, об’єднана
енергосистема, математична модель, середньозважена собівартість, енергори-
нок, конкуренція.
© М.М. КУЛИК, Т.П. НЕЧАЄВА, О.В. ЗГУРОВЕЦЬ, 2019
*Доповідь, зроблена на семінарі «Запровадження конкурентних механізмів підтримки відновлюваної енергетики в
Україні» 06.11.2019 р., проведеному Мінекоенерго України
5
Перспективи та проблеми розвитку Об’єднаної енергосистеми України в умовах її приєднання до енергосистеми
Євросоюзу і гіпертрофованого використання у її складі вітрових та сонячних електростанцій
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
ня ОЕС України при використанні у її складі
великих потужностей ВЕС та СЕС, з моменту
підписання закону «Про альтернативні джере-
ла енергії» (2003 р., далі – закон про «зелений»
тариф) не вводилось. До вводу у ближні термі-
ни вже заявлено (додатково до введених) біля
800 МВт потужностей СЕС та біля 7000 МВт
потужностей ВЕС. Дослідженнями Інституту
загальної енергетики (ІЗЕ) НАН України вста-
новлено [1–4], що для забезпечення необхідної
стабільності частоти в об’єднаній енергосис-
темі з потужними ВЕС необхідні швидкодію-
чі електричні джерела (регулятори), сумарна
потужність яких є співставною із потужністю
ВЕС. Окрім того, для забезпечення неперервної
роботи енергосистеми у час погодних зупинок
ВЕС потрібні резервні потужності традиційних
електростанцій, обсяг яких практично співпа-
дає з потужностями ВЕС. Закон про «зелений»
тариф звільняє власників ВЕС та СЕС від бу-
дівництва в енергосистемі адекватних їм за об-
сягами регулюючих та резервних потужностей.
Це положення закону про «зелений» тариф гру-
бо порушує принципи ринкової економіки, що
передбачають рівні права учасників ринку. Усі
електростанції за традиційними технологіями
згідно діючого нормативного законодавства
власним устаткуванням забезпечують стабіль-
ність частоти і потужності електроенергії, яку
вони постачають в енергосистему. Окрім цієї
необґрунтованої та дуже вагомої пільги влас-
ники ВЕС та СЕС згідно зазначеного закону
мають ще більші преференції за тарифами про-
дажу електроенергії на її ринку, про що добре
відомо широкому загалу фахівців у царині енер-
гетичної економіки. При цьому відносно неве-
лика (30–40%) економія паливних ресурсів, що
забезпечується ВЕС чи СЕС при їх роботі, ніве-
люється кратним (у 2–3 рази) зростанням ціни
їх електроенергії на ринку, порівняно з ціною
електроенергії традиційних електростанцій.
При реалізації зазначених проектів, яка згідно
діючого закону про «зелений» тариф має пріори-
тетний характер, встановлена потужність непро-
гнозованої та нестабільної генерації на ВЕС та
СЕС в ОЕС України становитиме 12,55 ГВт (ро-
боча – 10 ГВт). Зазначимо, що максимум наванта-
ження в ОЕС України протягом доби 31.10.2019 р.
дорівнював 21,3 ГВт. Отже, робоча потужність
ВЕС та СЕС становитиме 47% від максимуму
навантаження. Разом з тим, дослідженнями ІЗЕ
НАН України доведено, що у випадку, коли в
об’єднаній енергосистемі потужність ВЕС пере-
вищує 10% її робочої потужності, відхилення
значення частоти від номінального при відсут-
ності необхідних швидкодіючих регулюючих по-
тужностей може перевищувати по модулю 2 Гц
і більше [1], що є технологічно недопустимим.
Разом з тим, діючий закон про «зелений» тариф
у відносинах між власниками ВЕС та СЕС, з од-
ного боку, і ринком електроенергії – з іншого, зу-
мовлює дію принципу «бери або плати». Тобто,
згідно цього закону при функціональній здатності
ВЕС чи СЕС диспетчерське управління (ДУ) ОЕС
України зобов’язане ввести їх в роботу незалежно
від обставин в енергосистемі. У випадку, коли ДУ
не зможе це зробити з будь-яких чинників (зокре-
ма, через відсутність регулюючих потужностей),
енергоринок зобов’язаний виплатити власникам
ВЕС та СЕС компенсацію втраченої вигоди у роз-
мірі вартості недовідпущеної ними електроенер-
гії за пільговим тарифом, визначеним згаданим
законом. Навіть пересічній людині зрозуміло, що
введення до структури генеруючих потужностей
ОЕС України заявлених обсягів потужностей
СЕС і (особливо) ВЕС призведе до її (енерго-
системи) технологічної недієздатності (блек-аут
через недопустимі відхилення частоти), або до
неспроможності енергоринку розрахуватись із
власниками ВЕС та СЕС, оскільки за таких умов
увесь його загальний прибуток буде у кілька ра-
зів меншим за сумарні вимоги власників ВЕС та
СЕС щодо компенсації їх комерційної вигоди,
яка витікає із положень закону про «зелений»
тариф. Вже поточний стан використання ВЕС та
СЕС в ОЕС України є небезпечним, а заявлені їх
обсяги – загрозливими для ефективного функціо-
нування як самої енергосистеми, так і ринку елек-
троенергії. Однак набагато більш загрозливим
є те, що зазначені заявлені обсяги використання
ВЕС та СЕС в ОЕС України мають законодавчу
можливість необмежено збільшуватись, починаю-
чи з поточного часу.
Таким чином, якщо у найкоротші терміни не
буде змінено закон про «зелений» тариф, ринку
електроенергії України загрожує банкрутство.
Виходячи із зазначеного, метою даного по-
відомлення є оприлюднення результатів дослі-
джень, отриманих останнім часом в ІЗЕ НАН
України стосовно двох ключових проблем функ-
ціонування ВЕС у складі ОЕС України:
визначення типу та потужності регулято-
рів, які здатні забезпечити стабільність частоти в
енергосистемі з великими ВЕС;
визначення конкурентоздатності ВЕС,
що працюють в енергосистемах із забезпеченням
нормативних вимог за частотою.
Стабілізація частоти. Для вирішення задач
зі стабілізації режимів роботи ОЕС, у структурі
яких використовуються ВЕС та СЕС великої по-
тужності, в ІЗЕ НАН України вперше в світі був
розроблений комплекс математичних моделей і
відповідні засоби інформатики [1–4], які з необ-
хідним ступенем достовірності надають можли-
6
М.М. КУЛИК, Т.П. НЕЧАЄВА, О.В. ЗГУРОВЕЦЬ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
вості проаналізувати технологічні процеси в та-
ких ОЕС при регулюванні частоти і потужності,
встановити характер і параметри законів регулю-
вання та знайти відповідні технологічні засоби
такого регулювання.
Одна із таких моделей, у якій забезпечені
можливості дослідження взаємодії в ОЕС тради-
ційних електростанцій, ВЕС та акумуляторних
батарей (АБ) як регулятора системи підтримки
частоти, надана рівняннями (1)–(9):
21
0
0
( ) ( ) ( ) ( ) ( )
( )
( )
I
гi н мВЕС АБ
i
c г
P t P t P t P t P t
d t
dt T P t
, (1)
0 0( ) ( ) ( ( ) ) , 1,гi г i гi гi
гi
dP t P P t B t і І
dt
, (2)
0 0( ) ( ) ( ( ) )н н н н
н
dP t P P t C t
dt
, (3)
0 0( ) ( ( ))АБ АБ АБ АБ
dP t P A t Q
dt
1
0
0( ( ))
t
АБ
t
S d , (4)
( )ВЕСdP t
dt
0 0( ( ) ) ( ( )) ( )ВЕС ВЕС ВЕСв в ВЕС
ВЕС
P B t P v t P t
T
, (5)
2
0 1 2( ) n
ВЕСв в в в n вP v c c v c v c v , (6)
0 0 0
1
1( ) cos sin
2
N
в v vk vk
k
v t А А k t В k t , (7)
2
0
1 2( )cos , 0,1, ,
N
vk в n n
n
kА v t t k N
N T , (8)
2
1
1 2( )sin , 0,1, ,
N
vk в n n
n
kB v t t k N
N T
, (9)
де Тс – постійна часу енергосистеми, Р∑г0 – су-
марна номінальна потужність генераторів;
Ргi (t), Рн (t), РАБ (t), РВЕС (t), Рм (t) – шукані змін-
ні-функції потужностей, що відповідають ге-
нераторам, навантаженню, АБ, ВЕС та втратам
мережі відповідно; τгi, τн, ТВЕС – постійні часу
генераторів, навантаження та ВЕС відповід-
но; Bгi, Сн, BВЕС – крутизни частотних характе-
ристик генераторів, навантаження та ВЕС від-
повідно; ААБ, QАБ, SАБ – коефіцієнти підсилення
пропорційної, диференціальної та інтегральної
складових ПІД-закону регулювання для АБ від-
повідно; t = [t0, t1] – інтервал часу від початку
процесу до поточної точки t = t1, на якому до-
сліджуються процеси в енергосистемі; T – ін-
тервал часу, на якому досліджуються процеси
регулювання в енергосистемі; N – кількість на-
туральних замірів швидкості вітру vв на всьому
інтервалі часу; Avk, Bvk – коефіцієнти дискретно-
го перетворення Фур’є.
У наведеній математичній моделі (1)–(9) рів-
няння (1) відображає загальний баланс потуж-
ності в енергосистемі; рівняння (2) моделює про-
цес зміни в часі потужностей усіх генераторів в
залежності від кругової частоти; рівняння (3) –
те саме для навантаження. Регулююча функція
акумуляторної батареї задана рівнянням (4) та
використана у вигляді ПІД-закону по відхилен-
ню частоти.
Рівняння (5) описує потужність PВЕС(t) як
функцію часу в залежності від статичної по-
тужності PВЕСв (vв (t)) (6), яка, у свою чергу, ви-
значається поліномінальною залежністю (7) від
швидкості вітру vв (t). Швидкість вітру vв (t) у
даній моделі представлена аналітичними залеж-
ностями (7)–(9), які є дискретним перетворенням
Фур’є. Ці залежності надають можливість зада-
вати значення швидкості вітру з довільним кро-
ком за часом.
Окрім рівнянь (1)–(9), до складу моделі вхо-
дять важливі нелінійні залежності, які врахову-
ють обмеження на величину та швидкість зміни
потужності регулятора (АБ), а також вплив його
зони нечутливості на перехідний процес в енер-
госистемі [1–4].
Для проведення досліджень характерних ре-
жимів роботи енергетичних систем зі значни-
ми обсягами ВЕС та регуляторами на базі АБ,
а також визначенню можливостей стабілізації
частоти в таких енергосистемах з використан-
ням створеної моделі (1)–(9) була сформова-
на агрегована модель енергосистеми (рис. 1).
Вона складається з традиційних джерел, таких
як ГЕС, ТЕС, АЕС, втрат у мережі та наванта-
ження, а також ВЕС та регулюючого джерела,
у ролі якого виступає АБ.
Мережа
Рн
ГЕС
2000 МВт
ТЕС
4000 МВт
АЕС
8000 МВт
Втрати
1500 МВт
ВЕС 3000 МВт
16000 МВт
АБ
3000 МВт
Рис. 1. Агрегована розрахункова схема
досліджуваної енергосистеми
7
Перспективи та проблеми розвитку Об’єднаної енергосистеми України в умовах її приєднання до енергосистеми
Євросоюзу і гіпертрофованого використання у її складі вітрових та сонячних електростанцій
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
Необхідні для використання моделі (1)–(13)
параметри схеми за рис. 1 наведено в табл. 1. У
проведених дослідженнях використано показник
швидкодії для АБ 714% Рном/с [5]. Як вихідні дані
швидкості вітру була використана інформація,
наведена в [1]. Завданням для ВЕС разом з АБ
було у цьому дослідженні забезпечення стабіль-
ної потужності РВЕС+АБ = 3500 МВт.
У дослідженні виконано моделювання двох
режимів роботи енергосистеми (рис. 2, 3).
У першому з них енергосистема працює без
АБ, тобто в нерегульованому режимі. Під час
своєї роботи протягом всього досліджуваного
інтервалу часу t = 0–120 с ВЕС видає в енерго-
систему змінну потужність, що лежить в діапа-
зоні від 936 до 2979 МВт (рис. 2). Така змінна
потужність ВЕС викликає суттєві відхилення
частоти в системі (рис. 3), які значно перевищу-
ють встановлені норми, що не є припустимим.
У другому режимі роботи в інтервалі 0–2 с
акумуляторна батарея спочатку була вимкне-
на, а потім введена в роботу в інтервалі часу
2–120 с. За відсутності АБ частота в енерго-
системі стрімко зменшується, і в момент часу
t = 2 с її відхилення від номінальної досягає
−1,04 Гц, що є неприпустимим. Після вмикан-
ня АБ в системі протягом 7,78 с відбувається
перехідний процес з виходом на стаціонарний
режим з відхиленням частоти |∆f | < 0,02 Гц.
При цьому АБ генерує таку змінну потужність
PАБ (рис. 2), яка в поєднанні з потужністю ВЕС
точно дорівнює 3500 МВт.
Використання АБ у ролі регулятора частоти і
потужності дало можливість стабілізувати ці па-
раметри з точністю, що із запасом задовольняє
вимоги не тільки енергосистеми України, а та-
кож енергосистеми Євросоюзу ENTSO-E.
Наведені розрахунки процесів регулювання
частоти і потужності в ОЕС, а також ті, що міс-
тяться в (1–4), дають підстави стверджувати,
що введення у структуру генеруючих потуж-
ностей об’єднаних енергосистем ВЕС великої
Таблиця 1. Параметри моделі енергосистеми з ВЕС та АБ згідно з рис. 1
Назва елементу
енергосистеми
Крутизна частотної
характеристики, МВт/1/с Пост. часу, с Початкова
потужність, МВт
Макс. потужність,
МВт
ГЕС 0,37 5 2000 –
ТЕС 0,73 5 4000 –
АЕС 1,81 5 8000 –
Навантаження 25,5 – 16000 –
АБ – – 0 3000
ВЕС 0,4 5 1300 3000
Втрати – – 1500 –
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120
П
от
уж
ні
ст
ь,
М
Вт
Час, с
ВЕС + АБ
АБ
ВЕС
Рис. 2. Потужності ВЕС, АБ та їх сумарне значення
8
М.М. КУЛИК, Т.П. НЕЧАЄВА, О.В. ЗГУРОВЕЦЬ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
потужності без додаткових швидкодіючих ре-
гуляторів призводить до недопустимих відхи-
лень частоти в системі. Стабілізація частоти і
потужності в ОЕС України за таких умов може
бути забезпечена лише шляхом введення у її
структуру акумуляторних батарей з потужніс-
тю, що є співставною зі встановленою потуж-
ністю ВЕС. Використання інших регуляторів із
цією метою (теплові електростанції, рівнинні
ГЕС, АЕС) є неможливим через їх недостатню
швидкодію.
Конкурентоздатність технологій в ОЕС
із крупними ВЕС у їх складі. Окрім цього
важливого для оцінювання перспектив розви-
тку ОЕС України висновку, є вкрай необхідним
визначити економічну ефективність та кон-
курентоздатність використання ВЕС та СЕС
у її складі. Оцінку економічної ефективності
спільної роботи ВЕС та акумуляційної систе-
ми на основі акумуляторних батарей було про-
ведено в ІЗЕ НАН України з використанням
сучасної методології визначення середньо-
зваженої собівартості виробництва електро-
енергії (LCOE) [5]. Потрібно також врахову-
вати, що спільна робота ВЕС та акумуляційної
системи накопичення електроенергії в умовах
підтримки базового навантаження в ОЕС на
рівні встановленої потужності ВЕС може бути
забезпечена лише з використанням резервної
маневреної електростанції. Робота такої систе-
ми передбачає відпуск електроенергії від ВЕС,
розряд/заряд акумуляційної системи для стабі-
лізації частоти і потужності в енергосистемі та
відпуск електроенергії від резервної електро-
станції в умовах зупинки ВЕС.
Визначення середньозваженої собівартості від-
пущеної електроенергії при спільній роботі ВЕС,
накопичувача та резервної електростанції (РЕС)
проводиться за формулою визначення LCOE:
1
1
(1 )
(1 )
t
t
N system
tt
system N system
tt
C
rLCOE E
r
, (10)
де LCOEsystem − середньозважена собівартість від-
пущеної електроенергії системи, яка складається
з ВЕС, акумуляційного накопичувача електро-
енергії та резервної електростанції, $/МВт год;
tsystemC − загальні витрати системи у році t жит-
тєвого циклу системи, $;
tsystemE − загальне ви-
робництво електроенергії у році t життєвого ци-
клу системи відповідно, МВт год.
Середньозважена собівартість відпущеної
електроенергії при спільній роботі ВЕС, аку-
муляційної системи та РЕС визначається як за-
гальні дисконтовані витрати цих установок, по-
ділені на загальний дисконтований обсяг відпу-
щеної електроенергії протягом життєвого циклу
системи:
,
ВЕС АБ РЕС
system ВЕС АБ РЕС
C CLCOE
E E (11)
де ВЕС АБC − сумарні дисконтовані витрати ВЕС
та АБ за життєвий цикл системи, $; РЕСC − су-
марні середньозважені витрати за життєвий цикл
системи резервної маневреної електростанції,
$; ВЕС АБE − сумарний дисконтований обсяг
Рис. 3. Відхилення частоти в системі при роботі ВЕС із включенням АБ на 2-й с
-1,6
-1,4
-1,2
-1
-0,8
-0,6
-0,4
-0,2
0
0,2
0 4 8 12 16 20 … 100 104 108 112 116 120
Ві
дх
ил
ен
ня
ч
ас
то
ти
, Г
ц
Час, с
ВЕС+АБ
ВЕС
9
Перспективи та проблеми розвитку Об’єднаної енергосистеми України в умовах її приєднання до енергосистеми
Євросоюзу і гіпертрофованого використання у її складі вітрових та сонячних електростанцій
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
електроенергії, відпущений при спільній робо-
ті ВЕС та АБ протягом життєвого циклу систе-
ми з урахуванням її витрат на власні потреби,
у т. ч. – на заряд АБ, МВт год; РЕСE − сумар-
ний дисконтований обсяг електроенергії, відпу-
щений резервною електростанцією за життєвий
цикл системи для забезпечення видачі стабільно-
го рівня потужності при спільній роботі ВЕС, АБ
та РЕС протягом року, МВт∙год.
Життєвий цикл системи враховує терміни бу-
дівництва ВЕС, АБ та РЕС, спільний етап впро-
вадження та термін експлуатації, який дорівнює
терміну експлуатації ВЕС.
Сумарні дисконтовані витрати за життєвий
цикл ВЕС та АБ складаються з інвестиційних ви-
трат на їх впровадження, дисконтованих витрат
на експлуатацію та технічне обслуговування та
виплату відсотків за запозиченими коштами:
_ВЕС АБ I ВЕС АБC C
_ & _ _
( 1)
1
,
(1 )
Т ек O M ВЕС АБ F ВЕС АБ
t t
t
t
C C
r
(12)
де _I ВЕС АБC − загальні інвестиційні витрати у
провадження ВЕС та АБ, $; T_ek – термін експлу-
атації ВЕС, років; & _O M ВЕС АБ
tC − витрати на
експлуатацію та технічне обслуговування у році
t спільної роботи ВЕС та АБ, $; _F ВЕС АБ
tC −
відсоткові платежі за запозиченими коштами для
впровадження ВЕС та СЕС у році t, $; r – ставка
дисконтування, яка розраховується як середньо-
зважена вартість капіталу.
Загальний дисконтований обсяг електроенер-
гії, відпущений при спільній роботі ВЕС та АБ,
визначається з урахуванням річного коефіцієнту
використання встановленої потужності (КВВП)
ВЕС за формулою:
_
( 1)
1
8760
(1 )
T ek ВЕС
cfВЕС АБ
t
t
P k
E
r
,
(13)
де EВЕС – загальний річний обсяг електроенер-
гії, відпущений при спільній роботі ВЕС та АБ,
МВт∙год; PВЕС – встановлена потужність ВЕС,
МВт; kcf – річний КВВП ВЕС.
Загальні дисконтовані витрати резервної елек-
тростанції за життєвий цикл системи складають-
ся з інвестиційних витрат на її впровадження,
дисконтованих умовно-постійних витрат для
підтримки потужності, виплату відсотків за залу-
чені кредитні кошти та умовно-змінних експлуа-
таційних витрат на виробництво електроенергії
(витрати на паливо, плата за викиди забрудню-
вачів та парникових газів тощо), які залежать від
режиму використання потужності f:
_РЕС I РЕСC C
_ _ _ _
( 1)
1
( )
(1 )
Т ек UP РЕС F РЕС V РЕС
t t t
t
t
C C C f
r
, (14)
де CI_РЕС − початкові загальні інвестиції у впро-
вадження РЕС, $; _UP РЕС
tC − умовно-постійні
витрати резервної електростанції для підтримки
потужності у році t протягом життєвого циклу
ВЕС, $; Ct
F_РЕС − відсоткові платежі за запозичені
кошти у році t, $; _ ( )V РЕС
tC f − умовно-змінні
витрати на виробництво електроенергії відповід-
но до режиму f експлуатації резервної станції, $.
Загальні інвестиційні витрати на впроваджен-
ня РЕС у формулі (14) при розрахунку середньо-
зваженої собівартості електроенергії при її спіль-
ній роботі в системі визначаються з урахуванням
пропорційного розподілу загальних інвестицій
у впровадження РЕС відповідно до терміну екс-
плуатації ВЕС та терміну експлуатації резервної
станції. Тобто, з усього обсягу капіталовкладень
у будівництво резервної установки відбирається
частка витрат відповідно до цієї пропорції.
Загальний дисконтований обсяг електроенер-
гії, яка відпущена резервною електростанцією за
життєвий цикл системи, визначається з ураху-
ванням її експлуатації в умовах підтримки базо-
вого рівня потужності ВЕС з урахуванням КВВП
ВЕС за формулою:
_
( 1)
1
(1 ) 8760
,
(1 )
T ek РЕС
d cfРЕС
t
t
P k k
E
r
(15)
де PРЕС – потужність резервної електростанції,
МВт; kd – коефіцієнт доступності потужності ре-
зервної електростанції.
Для оцінки середньозваженої собівартості
спільної роботи ВЕС та акумуляційної системи
на основі акумуляторних батарей було визначе-
но вихідні дані (табл. 2), сформовані на основі
інформації, наведеної у [6, 7]. Для акумуляцій-
ної системи використовувалися дані про літій-
іонний накопичувач з потужністю 100 МВт та
ємністю 400 МВт∙год. Розрахунки середньозва-
женої собівартості електроенергії проводилися
для ВЕС з потужністю 300 МВт і літій-іонного
накопичувача співставної потужності для двох
варіантів КВВП ВЕС – 30 і 40%.
Як резервна маневрена електростанція роз-
глядалися новий вугільний енергоблок 300 МВт
та парогазова установка 300 МВТ (ПГУ), а та-
кож перспективний атомний енергоблок потуж-
ністю 300 МВт з 6 малими модульними реакто-
10
М.М. КУЛИК, Т.П. НЕЧАЄВА, О.В. ЗГУРОВЕЦЬ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
рами (ММР) NuScale Power Module ™ одинич-
ною електричною потужністю 50 МВт компанії
NuScale Power [8]. За опублікованими розроб-
никами даними [9], ММР такої конструкції ма-
ють значний маневрений діапазон і швидкість
його зміни, що дозволяє стежити за наванта-
женням в умовах зміни співставної потужнос-
ті ВЕС. З усіх запропонованих проектів малих
модульних реакторів NuScale – це першочерго-
вий і поки що єдиний проект [10], що проходить
процедури сертифікації в Комісії США по ядер-
ному регулюванню (U.S.NRC), завершення якої
очікується у 2021 р. Основні показники РЕС, що
використовувалися при розрахунках, наведено у
табл. 3.
Для ТЕС у розрахунках екологічних платежів
використовувались діючі ставки екологічного
податку за викиди основних забруднюючих ре-
човин та двоокису вуглецю СО2 (табл. 3). Також
були розглянуті варіанти підвищення плати за
викиди СО2 з існуючих (0,4 $/т) до 30 і 100 $/т.
Для всіх технологій розглядалися однакові
показники інвестування, наведені у табл. 4.
Результати розрахунку середньозваженої со-
бівартості електроенергії традиційних електро-
станцій протягом їх життєвого циклу наведено
у табл. 5.
Таблиця 4. Показники фінансування
у нові технології
Показник Значення
Частка кредитних коштів, % 20
Процентна ставка за кредитом, % 8
Термін надання кредиту, років 10
Частка власних коштів, % 80
Прибутковість діяльності підприємства, % 12
Податок на прибуток підприємств, % 18
Таблиця 5. Середньозважена собівартість
виробництва електроенергії
традиційних станцій, $/МВт∙год.
Плата за
викиди СО2,
$/т
Середньозважена собівартість
ПГУ Вугільна
ТЕС
Модульна
АЕС
0,4 91,4 87,3
93,330 103,2 113,2
100 131,1 174,6
Результати розрахунку середньозваженої со-
бівартості електроенергії при спільній роботі
ВЕС, літій-іонного накопичувача та РЕС за ва-
ріантами КВВП ВЕС та плати за викиди СО2 на-
ведено у табл. 6.
Таблиця 3. Вихідні показники для розрахунку середньозваженої собівартості
виробництва електроенергії резервної електростанції
Показник
Значення
ПГУ Вугільна ТЕС Модульна
АЕС
Питомі капіталовкладення у встановлену потужність, $/кВт 1100 2200 5500
Термін будівництва, років 4 5 4
Термін експлуатації, років 40 40 60
Коефіцієнт доступності потужності, % 80 80 90
Питомі витрати палива, кг у.п./ МВт год 246,0 315,4
Вартість природного газу, $/т у.п. 270 − −
Вартість вугілля, $/т у.п. − 120 −
Питомі витрати на свіже ядерне паливо , $/МВт год − − 10
Питомі витрати на поводження з відпрацьованим ядерним
паливом, $/МВт год − − 4
Таблиця 2. Вихідні дані та результати розрахунку середньозваженої собівартості
електроенергії ВЕС та при спільній роботі ВЕС та літій-іонного накопичувача
Показник Значення
ВЕС АБ
Питомі капіталовкладенні у встановлену потужність, $/кВт 1400 1132
Термін будівництва, років 1 1
Термін експлуатації, років 20 20
Щорічні витрати на експлуатацію та технічне обслуговування, $/кВт 55,0 53,4
Середньозважена собівартість
електроенергії, $/МВт∙год
КВВП 30% 85,1 ВЕС+АБ 158,0
КВВП 40% 63,8 118,5
11
Перспективи та проблеми розвитку Об’єднаної енергосистеми України в умовах її приєднання до енергосистеми
Євросоюзу і гіпертрофованого використання у її складі вітрових та сонячних електростанцій
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
Аналіз і коментарі. Розрахунки, що були на-
ведені вище, проведені за умов, що все залучене
до роботи устаткування є новим і працює за усі-
ма варіантами у базисному режимі на ринкових
принципах (без будь-яких пільг). Це надає можли-
вість визначити конкурентоздатність розглянутих
технологій як у поточному стані, так і в майбут-
ньому. У поточному стані, згідно українського за-
конодавства, плата за викиди парникових газів у
еквіваленті СО2 становить 0,4 $/т. В енергосистемі
Євросоюзу у поточному стані ця плата дорівнює
30 $/т СО2. Прогнозується, що у майбутньому вона
виросте до 100 $/т СО2. При дослідженні були роз-
глянуті ці три варіанти плати за викиди парнико-
вих газів у поєднанні із двома варіантами коефіці-
єнта використання встановленої потужності ВЕС
(30 і 40%). У ролі регулюючого джерела обрано
електричний накопичувач у вигляді акумуляторної
батареї, оскільки він є найменш капіталоємний і
задовольняє вимоги зі швидкодії для ВЕС як у ва-
ріанті їх прямого підключення до енергосистеми,
так і через інвертор. Вважалося, що ВЕС підклю-
чаються до ОЕС без інверторів. Розрахунки були
проведені за вихідними даними, наведеними у
табл. 2–4, а їх результати надані у табл. 5, 6.
Аналіз даних цих таблиць показує, що у поточ-
ному стані плати за викиди парникових газів серед
усіх розглянутих варіантів найбільш конкурентоз-
датною є вугільна ТЕС із середньозваженою собі-
вартістю електроенергії за життєвий цикл обсягом
87,3 $/МВт∙год (табл. 5). У майбутньому в ОЕС
України зі зростанням плати за викиди СО2 лідер-
ство по середньозваженій собівартості впевнено
перебирають на себе модульні АЕС із показником
93,3 $/МВт∙год (табл. 5). Вітрові електростанції,
що змушені працювати у комплексі із генератора-
ми-регуляторами та резервними електростанція-
ми, ні в поточному стані, ні в майбутньому (поки
плата за викиди не перевищуватиме 100 $/т СО2)
не можуть конкурувати на ринку електроенергії із
традиційними технологіями (табл. 6).
Проведені розрахунки і аналіз їх результатів
ставлять під сумнів доцільність прийняття і, тим
більше, подальшу дію закону про «зелений» та-
риф у тій його частині, як мінімум, що стосуєть-
ся вітрових електростанцій.
Подальший аналіз, наведений нижче, показує,
що це стосується також і сонячних електростан-
цій. Розглянемо, до чого призводить дія закону
про «зелений» тариф у розрахунках «виробник-
споживач» не в умовах ринку, а у відносинах, зу-
мовлених зазначеним законом.
Проаналізуємо витрати, які змушений буде
компенсувати споживач у ситуації, коли в енер-
госистемі будуть працювати 7,75 ГВт вітрових
електростанцій та 4,8 ГВт сонячних, тобто, це ті
обсяги, які були заявлені (як згадувалось) в ОЕС
України станом на кінець жовтня 2019 р. Окрім
того, розглянемо також альтернативний варіант,
коли замість зазначеного комплексу відновлюва-
них джерел буде використано вугільні електро-
станції, які вироблятимуть таку ж кількість елек-
троенергії, як і згадані ВЕС та СЕС. Вихідні дані,
необхідні для розрахунків, наведено у табл. 7.
Таблиця 7. Порівняння обсягів витрат споживача при використанні ВЕС і СЕС
та за альтернативним варіантом (вугільні ТЕС)
Технологія Потужність,
ГВт КВВП Капітало-
вкладення, ×109, $
Виробництво електро-
енергії, ×109 кВт∙год
Тариф
€/кВт∙год
Витрати
споживача, ×109, $
ВЕС 7,75 0,35 0,7333 13,306 0,102 2,253
СЕС 4,8 0,17 0,4949 4,86 0,15 1,312
ВЕС+СЕС 12,55 – 1,228 18,166 – 3,565
ТЕС (вугільні) 3,45 0,75 0,19 18,166 0,047 0,286
Таблиця 6. Середньозважена собівартість електроенергії при спільній роботі ВЕС,
літій-іонного накопичувача та резервної електростанції (ПГУ, вугільна ТЕС, модульна АЕС)
КВВП ВЕС
Середньозважена собівартість, $/МВт∙год
АЕС+ВЕС+АБ
Резервна ТЕС
Плата за
викиди СО2, $/т
ПГУ + АБ + ВЕС Вугільна ТЕС + АБ +
ВЕС
30% 108,2
0,4 110,8 105,3
30 118,7 122,6
100 137,2 163,4
40% 105,7
0,4 102,8 100,0
30 109,4 114,6
100 125,0 148,9
12
М.М. КУЛИК, Т.П. НЕЧАЄВА, О.В. ЗГУРОВЕЦЬ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 4(59)
Окрім них у розрахунках використано, що
питомі капіталовкладення у вугільні ТЕС ста-
новлять $ 2,2 тис./кВт, в АБ – $ 1,132 тис./кВт,
термін служби ТЕС – 40 років, АБ і ВЕС – 20
років (табл. 2, 3). Коефіцієнт заповнення змін-
ної частини потужності ВЕС – 0,7, CЕС – 0,85.
Тарифи для розрахунків взяті із [11] і відповіда-
ють закону про «зелений» тариф. Згідно цього ж
закону, капіталовкладення на резервні станції та
накопичувачі повинен забезпечувати споживач,
що також було враховано.
Як видно із табл. 7, загальні витрати спожи-
вача за 1 рік на виробництво 18,166 млрд кВт∙год
з використанням комплексу ВЕС та СЕС станов-
лять $ 3,565 млрд. Згідно альтернативного ва-
ріанта (вугільні ТЕС), для забезпечення такого
ж обсягу виробництва електроенергії достат-
ньо використати 3,45 ГВт вугільних електро-
станцій, при цьому загальні витрати споживача
становитимуть лише $ 286 млн. Тобто, витрати
споживача на виробництво 18,166 млрд кВт∙год
електроенергії за варіантом використання ВЕС
та СЕС на умовах закону про «зелений» тариф
у 12,47 раз та в абсолютному вимірі на $ 3,279
млрд будуть більшими, порівняно з використан-
ням вугільних ТЕС. У поточному стані вироб-
ництво електроенергії в Україні становить біля
160 млрд кВт∙год, її загальна вартість згідно та-
рифу табл. 7 – € 7,52 млрд. Навіть якщо чистий
прибуток від її виробництва сягатиме 30% вар-
тості, то його обсягу (€ 2,256 млрд) не вистачить
для розрахунку із власниками ВЕС та СЕС, які
вироблять лише біля 11% від загального обсягу
виробництва електроенергії в Україні. За існую-
чими прогнозами сумарні обсяги заявлених по-
тужностей ВЕС та СЕС в ОЕС України до кінця
2019 р. зростуть до 18 ГВт. Тому необхідно тер-
міново прийняти закон, який анулює усі префе-
ренції будівництва і експлуатації ВЕС і СЕС в
енергосистемі України. В іншому випадку енер-
горинок в Україні збанкрутує, а економіку краї-
ни чекає дефолт.
1. Кулик М.М., Дрьомін І.В., Згуровець О.В. Дослі-
дження режимів роботи об’єднаних енергосис-
тем з потужними вітровими електростанціями та
акумуляторними батареями. Проблеми загальної
енергетики. 2018. Вип. 2(53). С. 15—20. https://doi.
org/10.15407/pge2018.02.015
2. Кулик М.М., Дрьомін І.В., Згуровець О.В. Можли-
вості використання великих накопичувачів елек-
троенергії для стабілізації частоти в об’єднаних
енергосистемах з потужними сонячними елек-
тростанціями. Відновлювана енергетика. 2018.
№ 3(54). С. 6—14.
3. Кулик М.М., Згуровець О.В. Особливості вико-
ристання гідроелектростанцій та акумуляторних
батарей для стабілізації частоти в енергосистемах.
Энерготехнологии и ресурсосбережение. 2018. № 4.
С. 3—11. https://doi.org/10.33070/etars.4.2018.01
4. Кулик М.М., Згуровець О.В. Адаптивна модель ре-
гулювання частоти і потужності в енергосистемах
з вітровими електростанціями. Проблеми загальної
енергетики. 2018. Вип. 4(55). С. 5—10. https://doi.
org/10.15407/pge2018.04.005
5. Projected Costs of Generating Electricity 2015
Edition. International Energy Agency, Nuclear Energy
Agency, Organization for Economic Co-Operation
and Development. 2015. 211 р.
6. Підтримка відновлюваної енергетики. Презента-
ція щодо обговорення ключових положень нової
системи підтримки відновлюваної енергетики.
НКРЕКП. Серпень 2018. URL: http://www.nerc.
gov.ua/?news=7847 (дата звернення: 25.08.2018).
7. Lazard’s levelized cost of storage analysis. Version 4.0.
Lazard. NOVEMBER 2018. URL: https://www.lazard.
com/media/450774/lazards-levelized-cost-of-storage-
version-40-vfi nal.pdf (дата звернення: 26.03.2019).
8. NuScale Power, LLC. www.nuscalepower.com (дата
звернення: 04.11.2019).
9. D. T. Ingersoll, C. Colbert, Z. Houghton, R. Snuggerud,
J. W. Gaston, M. Empey. Can Nuclear Energy and
Renewables be Friends? Proceedings of the 2015
International Congress on Advances in Nuclear Power
Plants (ICAPP 2015), Nice, France. May 2-6, 2015.
URL: http://www.nuscalepower.com/images/our_
technology/nuscale-integration-with-renewables_
icapp15.pdf (дата звернення: 31.07.2017).
10. NRC INTERACTION. NuScale Power, LCC. URL:
http://www.nuscalepower.com/technology/licensing
(дата звернення: 30.08.2019).
11. Віннічук Ю. Хто в Україні отримає $ 2 млрд від
зелених тарифів. БізнесЦензор. 04.11.2019.
Надійшла до редколегії: 20.11.2019
|
| id | systemreorg-article-730 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:20:54Z |
| publishDate | 2019 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/07/520c22863c651c801ab2134d561c7707.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7302026-07-18T12:57:45Z Prospects and problems of development of Integrated Power System of Ukraine in the conditions of its connection to the power system of the European Union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants Перспективи та проблеми розвиту об’єднаної енергосистеми України в умовах її приєднання до енергосистеми Євросоюзу і гіпертрофованого використання у її складі вітрових та сонячних електростанцій Kulyk М.M. Nechaieva T.P. Zgurovets O.V. wind power plant, solar power plant, combined energy system, mathematical model, weighted average cost, energy market, competition. вітрова електростанція, сонячна електростанція, об’єднана енергосистема, математична модель, середньозважена собівартість, енергоринок, конкуренція. We investigated the key problems of the operation of wind farms within the Ukrainian Integrated Power System (IPS): determination of the type and capacity of regulators capable of ensuring frequency stability in the power system with large wind farms; determination of the competitiveness of wind farms in the electricity market operating in power systems with the provision of frequency requirements. We studied possibilities of technological base and presence of economic basis for the hypertrophied development of wind farms and solar power plants in the Ukrainian IPS, which is taking place now.Using the author's problem-oriented computer software, the processes of frequency and power regulation in the IPS of Ukraine with large wind farms were studied and it was found that their reliable operation is possible due to the use of powerful batteries. Based on this fact, with the use of a progressive methodology for determining the weighted average cost of electricity production during the life cycle based on market relations, it was established that none of the configuration options for the complexes in the wind farm - the regulator - the backup station can compete economically with traditional technologies even with high payment for greenhouse gas emissions.Using the results obtained, an analysis of the law "On alternative energy sources" (hereinafter - the law on "green" tariff) in the conditions of the IPS of Ukraine regarding wind and solar power plants was conducted. This law was not economically and environmentally sound as early as at the moment of its adoption (2003) and, at the same time, created large preferences for owners of wind and solar power plants (extremely high tariffs for their power plants; charging costs for regulating capacities to the account of the consumer, the principle of "take or pay" in relations between owners of wind and solar power plants and the electricity market; obligations of the energy system to give permissions for connection of wind and solar power plants without limitations, etc.). As a consequence, as of the end of October 2019, the total capacity of functioning and declared to be commissioned WPPs and SPPs was about 12.55 GW, and according to existing forecasts by the end of this year this indicator will increase to 18 GW. IPS of Ukraine will not be able to accept such capacity of WPPs and SPPs (sources with zero guaranteed capacity) (the autumn maximum in the specified period was 21.3 GW).To analyze the effect of the law on the “green” tariff for the future state of Ukrainian energy system and the electricity market, the total costs were calculated, which the consumer will have to compensate in the situation when 7.75 GW of WPSs and 4.8 GW of SPPs work in the power system (volumes, stated as of the end of October 2019). At the same time, consumer expenditures will annually amount to 3.565 billion US dollars for the received 18.166 billion kWh of electricity. An alternative is calculated when the same amount of electricity is produced at coal-fired power plants. To do this, only 3.45 GW of their capacities is needed, and the total consumer expenses will amount to 286 million US dollars, that is 12.47 times less than in the case with the use of wind farms and solar power plants. It is shown that in the current state of all the profits that the electricity market in Ukraine receives, it will not be enough for settlements with the owners of wind farms and solar power plants.Therefore, it is urgent to adopt a law that repeals all the preferences for the construction and operation of wind farms and solar power plants in the Ukrainian energy system. Otherwise, the energy market in Ukraine will go bankrupt, and the country's economy will default. Досліджено ключові проблеми функціонування ВЕС у складі ОЕС України: визначення типу і потужності регуляторів, що здатні забезпечити стабільність частоти в енергосистемі з великими ВЕС; визначення конкурентоздатності ВЕС на ринку електроенергії, що працюють в енергосистемах із забезпеченням нормативних вимог за частотою. Досліджено стан технологічної бази та наявність економічного підґрунтя для гіпертрофованого розвитку ВЕС та СЕС у складі ОЕС України, який має місце у поточному часі.З використанням авторського проблемно-орієнтованого комп’ютерного комплексу були досліджені процеси регулювання частоти і потужності в ОЕС України з великими ВЕС і встановлено на основі серії розрахунків, що забезпечити надійне їх функціонування можливо лише завдяки використанню потужних акумуляторних батарей. На основі цього факту із залученням прогресивної методики визначення середньозваженої собівартості виробництва електроенергії протягом життєвого циклу на основі ринкових відносин встановлено, що жоден із варіантів конфігурування комплексів у складі ВЕС – регулятор – резервна станція не може конкурувати в економічному плані із традиційними технологіями навіть при високій платі за викиди парникових газів.З використанням отриманих результатів проведений аналіз дії закону «Про альтернативні джерела енергії» (далі – закон про «зелений» тариф) в умовах ОЕС України стосовно вітрових та сонячних електростанцій. Цей закон не був економічно і екологічно обґрунтованим ще в момент його ухвалення (2003 р.) і, разом з тим, надавав дуже великі преференції власникам ВЕС та СЕС (надзвичайно високі тарифи на їх електроенергію; віднесення витрат на регулюючі потужності на рахунок споживача; принцип «бери або плати» у відносинах власників ВЕС і СЕС із ринком електроенергії; зобов’язання енергосистеми давати дозволи на підключення ВЕС та СЕС без обмежень і ін.). Наслідком цього є те, що станом на кінець жовтня 2019 р. загальна потужність функціонуючих та заявлених до введення ВЕС та СЕС склала біля 12,55 ГВт, а за існуючими прогнозами до кінця цього року зазначений показник зросте до 18 ГВт. Такої потужності ВЕС та СЕС (джерела з нульовою гарантованою потужністю) ОЕС України прийняти не зможе (осінній максимум у зазначений термін становив 21,3 ГВт).Для аналізу дії закону про «зелений» тариф на майбутній стан ОЕС України та ринку електроенергії проведено розрахунки сумарних витрат, які змушений буде компенсувати споживач у ситуації, коли в енергосистемі будуть працювати 7,75 ГВт вітрових електростанцій та 4,8 ГВт – сонячних (обсяги, заявлені станом на кінець жовтня 2019 р.). При цьому витрати споживача щорічно будуть становити 3,565 млрд дол. США за отримані 18,166 млрд кВт*год. електроенергії. Розраховано альтернативний варіант, коли такий же обсяг електроенергії виробляється на вугільних електростанціях. Для цього потрібно лише 3,45 ГВт їх потужностей, а загальні витрати споживача складуть 286 млн дол. США, тобто у 12,47 разу є меншими, ніж у варіанті з використанням ВЕС та СЕС. Показано, що у поточному стані усього прибутку, який отримує ринок електроенергії в Україні, буде замало для розрахунків із власниками ВЕС та СЕС.Тому терміново необхідно прийняти закон, який анулює усі преференції будівництва і експлуатації ВЕС і СЕС в енергосистемі України. В іншому випадку енергоринок в Україні збанкрутує, а економіку країни чекає дефолт. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2019-12-27 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/730 10.15407/pge2019.04.004 System Research in Energy; No. 4 (59) (2019): The Problems of General Energy; 4-12 Системні дослідження в енергетиці; № 4 (59) (2019): Проблеми загальної енергетики; 4-12 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/730/629 Copyright (c) 2019 Kulyk М.M., Nechaieva T.P., Zgurovets O.V. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | wind power plant solar power plant combined energy system mathematical model weighted average cost energy market competition. Kulyk М.M. Nechaieva T.P. Zgurovets O.V. Prospects and problems of development of Integrated Power System of Ukraine in the conditions of its connection to the power system of the European Union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants |
| title | Prospects and problems of development of Integrated Power System of Ukraine in the conditions of its connection to the power system of the European Union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants |
| title_alt | Перспективи та проблеми розвиту об’єднаної енергосистеми України в умовах її приєднання до енергосистеми Євросоюзу і гіпертрофованого використання у її складі вітрових та сонячних електростанцій |
| title_full | Prospects and problems of development of Integrated Power System of Ukraine in the conditions of its connection to the power system of the European Union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants |
| title_fullStr | Prospects and problems of development of Integrated Power System of Ukraine in the conditions of its connection to the power system of the European Union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants |
| title_full_unstemmed | Prospects and problems of development of Integrated Power System of Ukraine in the conditions of its connection to the power system of the European Union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants |
| title_short | Prospects and problems of development of Integrated Power System of Ukraine in the conditions of its connection to the power system of the European Union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants |
| title_sort | prospects and problems of development of integrated power system of ukraine in the conditions of its connection to the power system of the european union and hypertrophied use in its composition of wind and solar power plants |
| topic | wind power plant solar power plant combined energy system mathematical model weighted average cost energy market competition. |
| topic_facet | wind power plant solar power plant combined energy system mathematical model weighted average cost energy market competition. вітрова електростанція сонячна електростанція об’єднана енергосистема математична модель середньозважена собівартість енергоринок конкуренція. |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/730 |
| work_keys_str_mv | AT kulykmm prospectsandproblemsofdevelopmentofintegratedpowersystemofukraineintheconditionsofitsconnectiontothepowersystemoftheeuropeanunionandhypertrophieduseinitscompositionofwindandsolarpowerplants AT nechaievatp prospectsandproblemsofdevelopmentofintegratedpowersystemofukraineintheconditionsofitsconnectiontothepowersystemoftheeuropeanunionandhypertrophieduseinitscompositionofwindandsolarpowerplants AT zgurovetsov prospectsandproblemsofdevelopmentofintegratedpowersystemofukraineintheconditionsofitsconnectiontothepowersystemoftheeuropeanunionandhypertrophieduseinitscompositionofwindandsolarpowerplants AT kulykmm perspektivitaproblemirozvituobêdnanoíenergosistemiukraínivumovahíípriêdnannâdoenergosistemiêvrosoûzuígípertrofovanogovikoristannâuíískladívítrovihtasonâčnihelektrostancíj AT nechaievatp perspektivitaproblemirozvituobêdnanoíenergosistemiukraínivumovahíípriêdnannâdoenergosistemiêvrosoûzuígípertrofovanogovikoristannâuíískladívítrovihtasonâčnihelektrostancíj AT zgurovetsov perspektivitaproblemirozvituobêdnanoíenergosistemiukraínivumovahíípriêdnannâdoenergosistemiêvrosoûzuígípertrofovanogovikoristannâuíískladívítrovihtasonâčnihelektrostancíj |