THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS
The article describes the established modes of joint operation of the solar power plant and an energy storage system, which ensure the release of electrical energy produced at the solar power plant's own generating facilities directly into the electrical power system, the transfer of electrical...
Saved in:
| Date: | 2023 |
|---|---|
| Main Author: | |
| Format: | Article |
| Language: | Ukrainian |
| Published: |
Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
2023
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/410 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Vidnovluvana energetika |
| Download file: |  |
Institution
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1871103658148495360 |
|---|---|
| author | Buratynsky, I. |
| author_facet | Buratynsky, I. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "I. Buratynsky",
"institution": "General Energy Institute of National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine."
}
] |
| author_sort | Buratynsky, I. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T06:32:18Z |
| description | The article describes the established modes of joint operation of the solar power plant and an energy storage system, which ensure the release of electrical energy produced at the solar power plant's own generating facilities directly into the electrical power system, the transfer of electrical energy in the event of its excess at the peak intensity of solar radiation or at a low price of electrical on the energy market during periods of surplus in the power system by means of charging and discharging accumulator batteries, the selection of additional volumes of electrical from the electrical power system for increase the economic efficiency of using the available capacity of accumulator batteries during periods of low intensity of solar radiation. Based on the results of the technical and economic assessment the payback period of the investment project of the hybrid solar power plant were determined, which, based on the established modes of joint operation of the solar power plant and an energy storage system and the price conditions for buying and selling electricity on the energy market, is 7-10 years, depending from the commercial energy capacity of accumulator batteries. |
| doi_str_mv | 10.36296/1819-8058.2023.3(74).42-52 |
| first_indexed | 2025-07-17T11:39:07Z |
| format | Article |
| fulltext |
42
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
УДК 621.311.25: 621.311.001.57 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.3(74)42-52
ТЕРМІН ОКУПНОСТІ ГІБРИДНОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ, ДО СКЛАДУ ЯКОЇ ВХОДИТЬ
УСТАНОВКА ЗБЕРІГАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ З РІЗНИМИ ТЕХНІЧНИМИ ПАРАМЕТРАМИ
Отримано 18 лип. 2023 р.; рекомендовано до публікації 04 серп. 2023 р.
Доступно онлайн 30 вер. 2023 р.
І. М. Буратинський
Автор для кореспонденції: Ігор Буратинський,
e-mail: buratynskyi@ienergy.kiev.ua
У статті описано сформовані режими спільної роботи сонячної електростанції та установки збері-
гання електроенергії, що забезпечують відпуск електричної енергії, виробленої на власних генеру-
вальних електроустановках сонячної електростанції, безпосередньо в електроенергетичну сис-
тему, перенесення електричної енергії, в разі її надлишків при піковій інтенсивності сонячного випро-
мінювання або при низькій ціні електричної енергії на ринку в періоди профіциту в енергосистемі, за
допомогою заряджання та розряджання акумуляторних батарей, відбір додаткових обсягів елект-
ричної енергії з електроенергетичної системи для підвищення економічної ефективності викорис-
тання доступної енергоємності акумуляторних батарей у періоди низької інтенсивності сонячного
випромінювання. За результатами проведеної техніко-економічної оцінки визначено термін окупно-
сті інвестиційного проєкту гібридної сонячної електростанції, який, виходячи зі сформованих режи-
мів спільної роботи сонячної електростанції та установки зберігання електроенергії й цінових умов
купівлі-продажу електричної енергії на ринку, становить 7–10 років залежно від комерційної енерго-
ємності акумуляторних батарей.
Ключові слова: сонячна електростанція, установка зберігання електроенергії, термін окупності, ма-
тематична модель, комерційна енергоємність, ринок, ціна електричної енергії.
THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE
SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS
Received July 18, 2023; accepted Aug. 04,. 2023
Available online Sept. 30, 2023
I. Buratynsky
Author for correspondence: Igor Buratynsky,
e-mail: buratynskyi@ienergy.kiev.ua
The article describes the established modes of joint operation of the solar power plant and an energy storage
system, which ensure the release of electrical energy produced at the solar power plant's own generating
facilities directly into the electrical power system, the transfer of electrical energy in the event of its excess at
the peak intensity of solar radiation or at a low price of electrical on the energy market during periods of surplus
in the power system by means of charging and discharging accumulator batteries, the selection of additional
volumes of electrical from the electrical power system for increase the economic efficiency of using the available
capacity of accumulator batteries during periods of low intensity of solar radiation. Based on the results of the
technical and economic assessment the payback period of the investment project of the hybrid solar power
plant were determined, which, based on the established modes of joint operation of the solar power plant and
an energy storage system and the price conditions for buying and selling electricity on the energy market, is 7-
10 years, depending from the commercial energy capacity of accumulator batteries.
д-р філософії.
https://orcid.org/0000-0003-2928-9621
Інститут загальної енергетики НАН України,
м. Київ, Україна.
PhD.
https://orcid.org/0000-0003-2928-9621
General Energy Institute of National Academy of
Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine.
43
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
Keywords: solar power plant, energy storage system, payback period, mathematical model, commercial
capacity, market, price of electricity.
Перелік використаних позначень та скорочень
AC – Alternating Current – змінний струм
DC – Direct Current – постійний струм
АБ – акумуляторна батарея
е/е – електрична енергія
ЕЕС – електроенергетична система
ОЕС – об’єднана енергетична система
РДН – ринок «на добу наперед»
СЕС – сонячна електрична станція
УЗЕ – установка зберігання енергії
ФЕМ – фотоелектричний модуль
Вступ та постановка завдання. Проблемою функціону-
вання потужних сонячних електростанцій (СЕС) в елект-
роенергетичних системах (ЕЕС) є залежність їх потужно-
сті відпуску електричної енергії від мінливих погодних
умов, зокрема інтенсивності сонячного випроміню-
вання, що в полуденні години доби створює профіцит
потужності та призводить до вимушених диспетчерсь-
ких обмежень генерувальних потужностей в енергосис-
темі [1].
Відомим способом підвищення стабільності роботи по-
тужних СЕС в енергосистемі є впровадження в їх струк-
туру установки зберігання електроенергії (УЗЕ), яка шля-
хом заряджання та розряджання акумуляторних бата-
рей (АБ) забезпечує стабілізацію потужності відпуску
електричної енергії в ЕЕС та перенесення виробленої
електричної енергії в часі. Однак номінальна енергоєм-
ність УЗЕ, що необхідна для забезпечення повної стабі-
лізації роботи СЕС шляхом підтримки потужності відпу-
ску електричної енергії в ЕЕС на заявленому рівні, приз-
водить до зростання капіталовкладень [2].
Наступною проблемою впровадження УЗЕ до складу
СЕС є визначення номінальної енергоємності та потуж-
ності АБ, необхідної для забезпечення повної стабіліза-
ції роботи СЕC. Наприклад, визначення номінальної ене-
ргоємності УЗЕ, яка входить до складу СЕС, за макси-
мальними показниками, отриманими для доби з най-
більшою сумарною інтенсивністю сонячного випромі-
нювання протягом року, призводить до того, що для ін-
ших діб з нижчими обсягами виробництва електричної
енергії відбувається неефективне використання всієї
доступної енергоємності УЗЕ [2].
Від прийнятих технічних параметрів УЗЕ, яка входить до
складу СЕС, залежить рентабельність інвестиційного
проєкту гібридної електростанції. Оскільки від номі-
нальної енергоємності УЗЕ залежать обсяги електричної
енергії, які відпускаються в ЕЕС безпосередньо або заря-
джаються в АБ з метою подальшого відпуску шляхом їх
розряджання в інші години доби. Заряджання АБ елект-
ричною енергією, виробленою лише на власних генеру-
вальних електроустановках СЕС, призводить до зрос-
тання середньозваженої собівартості зберігання елект-
ричної енергії та, відповідно, до нерентабельності таких
інвестиційних проєктів. Тому для підвищення еконо-
мічної ефективності використання доступної енергоєм-
ності УЗЕ, зокрема в періоди низької інтенсивності
сонячного випромінювання, доцільно здійснювати за-
купівлю додаткових обсягів електричної енергії на ри-
нку [3].
Метою цього дослідження є визначення терміну окуп-
ності гібридної СЕС, до складу якої входить УЗЕ з різ-
ними технічними параметрами, а саме номінальною
енергоємністю та потужністю, виходячи з різних режи-
мів їх спільної роботи та ціни купівлі-продажу електрич-
ної енергії на ринку.
Опис режимів роботи гібридної СЕС. У складі гібридної
СЕС встановлено УЗЕ, що приєднана по стороні змінного
струму (AC Coupled) та функціонує як її окремий еле-
мент. Електрична схема спільного функціонування СЕС
та УЗЕ, що забезпечує їх роботу в різних режимах, наве-
дена на рис. 1. На рис. 1 використано такі позначення:
Wh – реверсивний лічильник електричної енергії; КА –
комутаційний апарат; АСКОЕ – автоматизована система
комерційного обліку електроенергії; EMS – система уп-
равління потоками електроенергії; ТС – понижувальний
трансформатор струму.
Принцип спільної роботи СЕС та УЗЕ полягає у викорис-
танні комутаційних апаратів з можливістю автоматизо-
ваного управління через систему управління потоками
електроенергії, що забезпечує оперативне переми-
кання та зміну режиму роботи гібридної сонячної елек-
тростанції. Вимірювання потужності виробництва елек-
тричної енергії в режимі реального часу на власних ге-
нерувальних установках, на АБ та лініях відпуску елект-
ричної енергії в ЕЕС здійснюється за допомогою ревер-
сивних лічильників електричної енергії, що об’єдну-
ються в автоматизовану систему комерційного обліку
електроенергії. Підключення реверсивних лічильників
електричної енергії до збірних шин електроустановки
здійснюється через понижувальні трансформатори
струму. Передача інформації від лічильників до автома-
тизованої системи комерційного обліку електроенергії
забезпечується інформаційними лініями зв’язку, а ви-
дача команд із системи управління потоками електрое-
нергії до комутаційних апаратів – лініями передачі сиг-
налів керування.
Електрична схема спільної роботи СЕС та УЗЕ, зобра-
жена на рис. 1, дає змогу забезпечити відпуск електри-
чної енергії, виробленої на власних генерувальних еле-
ктроустановках СЕС безпосередньо в ЕЕС, перенесення
44
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
електричної енергії, в разі її надлишків при піковій ін-
тенсивності сонячного випромінювання або при низькій
ціні електричної енергії на ринку в періоди профіциту в
енергосистемі, за допомогою заряджання та розря-
джання АБ, відбір додаткових обсягів електричної
енергії з ЕЕС для подальшого відпуску з метою підви-
щення економічної ефективності використання доступ-
ної енергоємності УЗЕ в періоди низької інтенсивності
сонячного випромінювання.
Рис. 1. Електрична схема спільної роботи СЕС та УЗЕ
Fig. 1. Electrical diagram of the joint operation of a PV-plant and BESS
Робота гібридної електростанції в режимі № 1 передба-
чає відпуск в ЕЕС обсягів електричної енергії, які є над-
лишковими та не поміщаються в АБ, наприклад, при за-
стосуванні співвідношення встановленої потужності
ФЕМ та інверторів (DC/AC ratio), яке вище, ніж це необ-
хідно для компенсації технологічних втрат, що виника-
ють при виробництві електричної енергії, або у випадку
економічної доцільності перенесення електричної ене-
ргії з періодів профіциту та, відповідно, низьких цін на
ринку в періоди дефіциту та високих цін на ринку. Якщо
обсяги виробленої електричної енергії на СЕС є мен-
шими за доступну до заряджання енергоємність УЗЕ,
здебільшого у періоди низької інтенсивності сонячного
випромінювання, всі вони накопичуються в АБ з метою
подальшого розряджання у періоди дефіциту електрич-
ної енергії в енергосистемі. Відповідно до режиму № 1
відпуск електричної енергії в ЕЕС здійснюється по лінії
видачі № 1.
У режимі № 2 здійснюється відпуск попередньо накопи-
ченої електричної енергії з УЗЕ в ЕЕС. Якщо обсягів виро-
бництва електричної енергії достатньо для повного за-
ряджання АБ, то обсяги відпуску електричної енергії з
УЗЕ в ЕЕС дорівнюють повній енергоємності розря-
джання, а в протилежному випадку – обсягам раніше
виробленої електричної енергії на СЕС. Відповідно до
режиму № 2 відпуск електричної енергії в ЕЕС здійсню-
ється по лінії видачі № 2.
У разі економічної доцільності здійснення енергетич-
ного арбітражу – купівлі електричної енергії на ринку в
період найнижчих цін (нічного провалу графіка електри-
чного навантаження) та продажу в періоди найвищих
цін (вечірнього піку споживання електроенергії в енер-
госистемі) – застосовується режим № 3. Робота гібрид-
ної електростанції в режимі № 3 передбачає, що неза-
лежно від власних генерувальних електроустановок СЕС
здійснюється заряджання та розряджання АБ шляхом
відбору та відпуску електричної енергії з ЕЕС та в ЕЕС.
Відповідно до режиму № 3 відпуск електричної енергії
в ЕЕС, що виробляється на СЕС, здійснюється по лінії ви-
дачі № 1, а відпуск з УЗЕ в ЕЕС чи відбір із ЕЕС в УЗЕ – по
лінії видачі № 2. При цьому в разі потреби забезпечу-
ється відпуск електричної енергії по двох лініях видачі
електричної енергії в ЕЕС одночасно, тобто поєднання
декількох режимів роботи гібридної сонячної електрос-
танції.
Методика дослідження. Для проведення дослідження
використано удосконалену методику визначення чистої
приведеної вартості й терміну окупності проєкту, що
була наведена в дослідженні спільного функціонування
гібридної СЕС та УЗЕ [3].
Термін окупності гібридної СЕС, до складу якої входить
УЗЕ, визначається як відношення інвестиційних капіта-
ловкладень (CAPEX) та операційних витрат (OPEX) до се-
редньої величини грошового потоку, тобто як різниця
між сумарними доходами та витратами для СЕС та УЗЕ
протягом всього періоду комерційної експлуатації гіб-
ридної електростанції:
45
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
−
∑ ∑
∑
N NPV BESS BESS PV
n nPV_BESS n=1 n=1
N PV_BESS PV_BESS
n nn=1
C + C + O + O
PP =
(D V ) / N
, (1)
де PPPV_BESS – термін окупності гібридної електростанції,
роки; CPV – інвестиційні капіталовкладення для СЕС,
дол. США; CBESS – інвестиційні капіталовкладення для
УЗЕ, дол. США; On
PV – операційні витрати для СЕС у році
n, дол. США; On
BESS – операційні витрати для УЗЕ в році n,
дол. США; Dn
PV_BESS – сумарний дохід гібридної електро-
станції в році n, дол. США; Vn
PV_BESS – сумарні витрати гіб-
ридної електростанції в році n, дол. США; N – період ко-
мерційної експлуатації гібридної електростанції, роки.
Чиста приведена вартість визначається як різниця між
сумою інвестиційних капіталовкладень, операційних
витрат і грошового потоку протягом всього періоду ко-
мерційної експлуатації гібридної електростанції з ураху-
ванням дисконтування:
( ) ( )
−∑ ∑N NPV BESS PV_BESS PV_BESS
n n n nPV BESS n=1 n=1
n-1 n-1
(O + O ) (D V )
NPV = C + C + -
1 + r 1 + r
, (2)
де NPV – чиста приведена вартість, дол. США; r – ставка
дисконтування, яка визначається через середньозва-
жену вартість капіталу (WACC), %.
Інвестиційні капіталовкладення (CAPEX) та операційні
витрати протягом всього періоду комерційної експлуа-
тації гібридної електростанції (OPEX) визначаються, ви-
ходячи з установленої потужності постійного струму
ФЕМ (DC) та змінного струму інверторного обладнання
(AC) для СЕС, номінальної енергоємності та номінальної
потужності для УЗЕ.
Сумарні витрати визначаються через суму витрат на по-
вернення відсотків за залучення кредитних коштів, ви-
трат на обслуговування та технічну експлуатацію (O&M)
з окремим розподілом витрат на обладнання постій-
ного струму (DC), що залежить від встановленої потуж-
ності ФЕМ та змінного струму (AC), що залежить від вста-
новленої потужності інверторів для СЕС, номінальної
енергоємності та номінальної потужності для УЗЕ.
Сумарні доходи, отримані протягом року для гібридної
електростанції, що здійснює діяльність на ринку елект-
ричної енергії, визначаються для кожної окремої доби
як сума добутку обсягів електричної енергії, що відпус-
каються в ЕЕС, та ціни продажу цих обсягів електричної
енергії на ринку окремо для кожного з режимів роботи
гібридної електростанції. Для енергетичного арбітражу
прибуток визначається як різниця між добутком обсягів
та ціни купівлі електричної енергії, що відбирається ЕЕС,
та обсягами й ціною продажу електричної енергії, що
відпускається в ЕЕС:
( ) ∑
D
PV_BESS 1 1 2 2 BUY BUY SALE SALE
n d d d d
d=1
D = W × P + W × P + W × P - W × P , (3)
де D – кількість діб у році n, шт.; Wd
1 – обсяги відпуску
електричної енергії згідно з режимом № 1 для доби d,
МВт год; P1 – ціна продажу електричної енергії згідно з
режимом № 1, дол./ МВт·год; Wd
2 – обсяги відпуску еле-
ктричної енергії згідно з режимом № 2 для доби d,
МВт·год; P2 – ціна продажу електричної енергії згідно з
режимом № 2, дол./ МВт·год; Wd
BUY – обсяги відбору
електричної енергії згідно з режимом № 3 для доби d,
МВт·год; PBUY – ціна купівлі електричної енергії згідно з
режимом № 3, дол./ МВт·год; Wd
SALE – обсяги відпуску
електричної енергії згідно з режимом № 3 для доби d,
МВт·год; PSALE – ціна продажу електричної енергії згідно
з режимом № 3, дол./ МВт·год.
Обсяги відпуску електричної енергії згідно з режимом
№ 1, що вироблена на власних генерувальних електро-
установках та відпускається в ЕЕС безпосередньо, ви-
значаються з різниці між обсягами виробництва шляхом
перетворення електричної енергії постійного струму
ФЕМ на змінний струм на інверторах та комерційною
енергоємністю УЗЕ, доступною до заряджання:
≥
BESS PV
1 d
d PV BESS BESS PV
d d
0, W - W 0
W =
W - W , W - W < 0
, (4)
де WBESS – комерційна енергоємність УЗЕ, МВт год; Wd
PV –
обсяги виробництва електричної енергії на власних гене-
рувальних електроустановках СЕС для доби d, МВт год.
Обсяги відпуску електричної енергії згідно з режимом
№ 2 визначаються з обсягів електричної енергії,
виробленої на власних генерувальних електроустанов-
ках, якщо обсяги електричної енергії, виробленої на СЕС
за добу, є меншими за комерційну енергоємність УЗЕ,
або в протилежному випадку – з величини комерційної
енергоємності УЗЕ з урахуванням ефективності перетво-
рення АБ:
46
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
≥
PV RTE BESS PV
2 d d
d BESS RTE BESS PV
d
W × η , W - W 0
W =
W × η , W - W < 0
, (5)
де ηRTE – ефективність перетворення АБ, частка.
Обсяги відбору електричної енергії згідно з режимом
№ 3 для кожної доби протягом року визначаються як
різниця між комерційною енергоємністю УЗЕ та обся-
гами відпуску електричної енергії згідно з режимом № 2
з урахуванням ефективності перетворення АБ:
/
/ /
≤
BESS 2 RTE
BUY d
d BESS 2 RTE BESS 2 RTE
d d
0, W - W η 0
W =
W - W η , W - W η > 0
, (6)
Обсяги відпуску електричної енергії згідно з режимом № 3 визначаються з обсягів відбору електричної енергії згі-
дно з режимом № 3 і втрат при перетворенні на АБ:
SALE BUY RTE
d dW = W × η . (7)
Вхідні дані для моделювання. Для проведення моде-
лювання використано умовну СЕС, що функціонує в
об’єднаній енергосистемі (ОЕС) України, з установле-
ною потужністю інверторного обладнання по стороні
змінного струму (АС) на рівні 10 МВт та встановленою
потужністю по стороні постійного струму (DC) на рівні
12,5 МВт (зі стандартним співвідношенням DC/AC ratio
1,25).
Для визначення обсягів виробництва електричної енер-
гії протягом року було використано фактичні дані щодо
роботи СЕС в ОЕС України за 2020 рік [4]. Визначення пи-
томих показників обсягів виробництва електричної ене-
ргії протягом року на одиницю встановленої потужності
СЕС здійснювалось з використанням даних по сумарній
встановленій потужності СЕС в ОЕС України за 2020 рік
[5]. На основі вхідних даних було визначено коефіцієнт
використання встановленої потужності СЕС в ОЕС Укра-
їни протягом 2020 року на рівні 12,47 %. Варто заува-
жити, що протягом 2020 року сумарна встановлена по-
тужність СЕС в ОЕС України збільшилась на 41,4 %, з 3,79
до 5,36 ГВт, що свідчить про стрімке зростання встанов-
лених потужностей у цьому році. Запропонований під-
хід щодо визначення обсягів виробництва електричної
енергії забезпечує врахування технічних особливостей
СЕС, що працюють в ОЕС України, та дає змогу отриму-
вати результати, які є найбільш універсальними для
проведення техніко-економічної оцінки функціону-
вання СЕС.
Вхідні технічні та економічні параметри для дослі-
дження наведено у табл. 1.
Таблиця 1. Вхідні технічні та економічні параметри для дослідження
Table 1. Input technical and economic parameters for research
№ Найменування Одиниці Значення
1 Загальні параметри для СЕС та УЗЕ
1.1 Термін комерційної експлуатації роки 25,0
1.2 Термін будівництва роки 2,0
1.3 Термін повернення кредитних коштів роки 4,0
1.4 Частка власних / кредитних коштів % 30,0/70,0
1.5 Облікова ставка (НБУ) % 9,0
1.6 Ставка податку на прибуток % 18,0
1.7 Вартість власного капіталу % 12,0
1.8 Курс гривні до долара США грн/дол. 36,6
2 Параметри для СЕС
2.1 Питомі капіталовкладення (CAPEX) у AC обладнання дол./кВт (AC) 215,0
2.2 Питомі капіталовкладення (CAPEX) у DC обладнання дол./кВт (DC) 534,0
2.3 Витрати на O&M для AC обладнання за рік дол./кВт (АC) 3,3
47
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
2.4 Витрати на O&M для DC обладнання за рік дол./кВт (DC) 7,6
2.5 Частка витрат на будівництво від CAPEX % 14,0
2.6 Щорічний коефіцієнт деградації ФЕМ % 0,7
3 Параметри для УЗЕ
3.1 Ефективність перетворення АБ % 98,0
3.2 Глибина можливого розряджання АБ % 80,0
3.3 Питомі капіталовкладення (CAPEX) у потужність дол./кВт 66,0
3.4 Питомі капіталовкладення (CAPEX) в енергоємність дол./кВт·год 231,0
3.5 Питомі витрати на EPC залежно від потужності дол./кВт 21,0
3.6 Витрати на O&M для AC обладнання за рік дол./кВт 1,1
3.7 Витрати на O&M для DC обладнання за рік дол./кВт·год 3,7
3.8 Витрати на оновлення АБ від CAPEX в енергоємність % 4,0
Для формування вхідних техніко-економічних показни-
ків було прийнято чотиригодинну УЗЕ, що відповідає
найрозповсюдженішим проєктам [6]. Термін експлуата-
ції літій-іонних АБ залежить від режиму використання
УЗЕ, особливостей технології та становить в середньому
близько 10 років. При цьому стандартний термін екс-
плуатації генерувального обладнання СЕС становить 25
років. Тому для забезпечення функціонування СЕС та
УЗЕ відповідно до досліджуваних режимів та підтримки
відпуску електричної енергії в ЕЕС на заявленому рівні
протягом всього періоду комерційної експлуатації гіб-
ридної електростанції в дослідженні враховано збіль-
шення щорічних витрат на оновлення АБ замість станда-
ртного рівня – 1,2 % до 4 %. Витрати CAPEX та OPEX ви-
користовувались із дослідження середньозваженої со-
бівартості виробництва електроенергії для СЕС та УЗЕ до
2050 року [7].
Слід зауважити, що з кожним наступним роком обсяги
виробництва електричної енергії на СЕС зменшуються
через деградацію ФЕМ. Тому для забезпечення обсягів
відпуску електричної енергії в ЕЕС на заявленому рівні
протягом всього періоду комерційної експлуатації гіб-
ридної електростанції щорічно збільшувались обсяги за-
купівлі електричної енергії на ринку відповідно до вели-
чини, що втрачається через деградацію ФЕМ.
Вхідні дані по ринкових умовах. На рис. 2 наведено до-
бовий графік за середньозваженими річними даними
ціни купівлі-продажу електричної енергії на ринку «на
добу наперед» (РДН) в ОЕС України та Польщі за даними
АТ «Оператор ринку» та цінові обмеження, які діяли у
2022 році та які введені у червні 2023 року [8 –11].
Як видно з рис. 2, крива середньозваженої ціни купівлі-
продажу електричної енергії на РДН в ОЕС України схожа
з кривою цінових обмежень, які діяли протягом 2022
року та були встановлені через відповідні обмеження по-
дачі заявок учасниками торгів ринку РДН в ОЕС України,
не вище ніж 2000 грн/МВт год та не нижче ніж
1378,97 грн/МВт год для годин мінімального наванта-
ження (з 00:00 до 07:00 та з 23:00 до 24:00), і не вище ніж
4000 грн/МВт год та не нижче ніж 2646,25 грн/МВт год
для годин максимального навантаження (з 07:00 до
23:00) [8 –10].
Постановою Національної комісії, що здійснює держа-
вне регулювання у сферах енергетики та комунальних
послуг від 27.06.2023 № 1126 [11] на РДН встановлено
максимальні граничні ціни з 00:00 до 07:00 та з 23:00 до
24:00 на рівні 3000 грн/МВт год; з 07:00 до 19:00 –
5600 грн/МВт год; з 19:00 до 23:00 – 7200,00
грн/МВт год. Рівень прийнятих граничних цін на РДН, які
діятимуть з 30 червня 2023 року за відповідних умов в
енергосистемі, зокрема дефіциту генерувальних потуж-
ностей у години пікового навантаження, призведуть до
подальшого зростання ціни електричної енергії на РДН
на торговому майданчику ОЕС України.
Згідно з публічною інформацією АТ «Оператор ринку»
[12] протягом 2022 року для окремих годин у періоди
дефіциту досить часто спостерігалось те, що ціна купі-
влі-продажу електричної енергії на РДН в ОЕС України
збігалася з діючими обмеженнями щодо подання зая-
вок. Тому використання ціни купівлі-продажу електрич-
ної енергії за фактичними даними роботи РДН на торго-
вому майданчику ОЕС України протягом 2022 року не ві-
дображає реальної ситуації щодо попиту та пропозиції,
що практично обмежує здійснення енергетичного арбі-
тражу з використанням УЗЕ, зокрема з купівлею елект-
ричної енергії в період найнижчих цін (нічного провалу
графіка електричного навантаження) та продажу в пе-
ріоди найвищих цін (вечірнього піку споживання елект-
роенергії в енергосистемі).
48
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
Рис. 2. Середньозважена ціна електроенергії на РДН за 2022 рік
Fig. 2. The weighted average price of electricity on the day ahead market for 2022
Як видно з рис. 2, крива середньозваженої ціни купівлі-
продажу електричної енергії на РДН у Польщі є схожою
до типової кривої графіка електричного навантаження в
енергосистемі, з характерними ранковими та вечірніми
піками споживання електричної енергії. Тому для про-
ведення моделювання було використано середньозва-
жену ціну купівлі-продажу електричної енергії на РДН у
Польщі за 2022 рік. Отже, при моделюванні було прий-
нято ціну продажу електричної енергії в разі відпуску її з
власних генерувальних електроустановок СЕС в ЕЕС за
середнім арифметичним значенням для 4 годин у пе-
ріод пікової інтенсивності сонячного випромінювання з
10:00 до 14:00 на рівні 142,18 дол./МВт год; у разі відпу-
ску виробленої електричної енергії шляхом добового
заряджання та розряджання УЗЕ в час вечірнього піку
споживання з 19:00 до 23:00 – 208,93 дол./МВт год; для
енергетичного арбітражу при купівлі електричної енер-
гії в час нічного провалу з 2:00 до 6:00 –
129,67 дол./МВт год та продажу в час вечірнього піку
споживання – 208,93 дол./МВт год, тобто прибуток у та-
кому разі становить 79,27 дол./МВт год.
Також слід зазначити, що при прогнозуванні ціни елект-
ричної енергії на довготермінову перспективу (виходя-
чи з терміну комерційної експлуатації гібридної елек-
тростанції на рівні 25 років) було прийнято щорічне зро-
стання середньозваженої ціни купівлі-продажу елект-
ричної енергії на 4 % відносно минулого року.
Результати техніко-економічної оцінки. При моделю-
ванні було прийнято, що протягом однієї доби УЗЕ здійс-
нює один повний цикл заряджання та розряджання АБ із
повним використанням доступної енергоємності. Для ко-
жної окремої доби протягом року визначались обсяги
електричної енергії, яка виробляється на власних генеру-
вальних електроустановках СЕС та відпускається в ЕЕС
безпосередньо, яка заряджається в АБ для перенесення
її в часі з метою продажу в періоди найвищих цін на ринку
електричної енергії, яка додатково відбирається з ЕЕС для
дозаряджання АБ з метою підвищення економічної ефе-
ктивності використання вільної енергоємності АБ.
Результати техніко-економічної оцінки, отримані за ре-
зультатами моделювання для варіантів дослідження
при незмінній встановленій потужності змінного (АС) на
рівні 10 МВт та постійного струму (DC) на рівні 12,5 МВт
для СЕС та різними технічними параметрами УЗЕ, а саме
номінальною енергоємністю та потужністю, наведено у
табл. 2.
Таблиця 2. Результати техніко-економічної оцінки
Table 2. The results of the technical and economic assessment
№ Найменування Варіант дослідження
1 Комерційна енергоємність УЗЕ, МВт·год 2,0 4,0 8,0 16,0
2 Номінальна енергоємність УЗЕ, МВт·год 2,6 5,1 10,2 20,4
49
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
3 Номінальна потужність УЗЕ, МВт 0,5 2,0 4,0 8,0
4 Обсяги виробництва е/е на СЕС за рік, МВт·год 10 921,6 10 921,6 10 921,6 10 921,6
5 Обсяги відпуску е/е з СЕС безпосередньо за рік,
МВт·год 10 189,7 9476,4 8150,1 5831,0
6 Обсяги заряджання АБ е/е з СЕС за рік, МВт·год 731,9 1445,2 2771,6 5090,6
7 Обсяги розряджання АБ е/е з СЕС за рік, МВт·год 717,3 1416,3 2716,1 4988,8
8 Обсяги відбору е/е з ЕЕС за рік, МВт·год 0,1 18,8 156,4 765,4
9 Обсяги відпуску е/е в ЕЕС за рік, МВт·год 0,1 18,4 153,3 750,0
10 Сумарні обсяги відпуску е/е в ЕЕС за рік, МВт·год 10 907,1 10 911,1 11 019,5 11 569,9
11 Інвестиційні капіталовкладення у СЕС, тис. дол. 10 060,5 10 060,5 10 060,5 10 060,5
12 Сумарні витрати на СЕС (для 25 років), тис. дол. 14 913,2 14 913,2 14 913,2 14 913,2
13 Інвестиційні капіталовкладення в УЗЕ, тис. дол. 632,8 1265,6 2531,1 5062,3
14 Сумарні витрати на УЗЕ (для 25 років), тис. дол. 1575,7 3151,5 6303,0 12 605,9
15 Сумарні витрати на СЕС та УЗЕ (для 25 років), тис. дол. 16 488,9 18 064,6 21 216,1 27 519,1
16 Середній грошовий потік за рік, тис. дол. 2407,0 2441,2 2512,9 2667,1
17 Чиста приведена вартість, тис. дол. 7251,5 6380,7 4666,5 1329,3
18 Термін окупності, роки 6,9 7,4 8,4 10,3
Із результатів проведеної техніко-економічної оцінки
(табл. 2) видно, що при збільшенні комерційної енерго-
ємності УЗЕ обсяги відпуску електричної енергії, вироб-
леної на власних генерувальних електроустановках СЕС
безпосередньо в ЕЕС зменшуються, при цьому обсяги
відпуску електричної енергії шляхом розряджання АБ
збільшуються. Відбір додаткових обсягів електричної
енергії шляхом заряджання УЗЕ електричною енергію з
ЕЕС з метою підвищення економічної ефективності ви-
користання доступної енергоємності АБ приводить до
збільшення обсягів сумарного відпуску електричної
енергії в ЕЕС. Зі збільшенням комерційної енергоємності
УЗЕ сумарні витрати за весь період комерційної експлу-
атації зростають, однак при цьому середній грошовий
потік за рік майже не змінюється. Це пов’язано з тим, що
збільшення комерційної енергоємності УЗЕ призводить
до зростання витрат на закупівлю додаткової електрич-
ної енергії з ЕЕС. За результатами моделювання визна-
чено, що термін окупності інвестиційного проєкту гібри-
дної СЕС збільшується від 7 до 10 років при зростанні ко-
мерційної енергоємності УЗЕ з 2 до 16 МВт год.
Також було проведено моделювання спільної роботи
досліджуваної СЕС та УЗЕ з подальшим збільшенням ко-
мерційної енергоємності до 20 МВт год із номінальною
потужністю на рівні 5 МВт, що становить 50 % встанов-
леної потужності змінного струму сонячної електроста-
нції. Для такого випадку отримано від’ємне значення
чистої приведеної вартості та термін окупності більш ніж
11 років, що свідчить про нерентабельність такого інве-
стиційного проєкту.
Графічне зображення щодобових обсягів виробництва
електричної енергії на власних генерувальних електро-
установках досліджуваної СЕС з установленою
потужністю інверторного обладнання на рівні 10 МВт та
обсягів відпуску електричної енергії УЗЕ з комерційною
енергоємністю на рівні 16 МВт·год наведено на рис. 3.
Із рис. 3 видно, що за рахунок різних режимів роботи
СЕС та УЗЕ протягом року та закупівлі додаткової елект-
ричної енергії з ЕЕС забезпечується гарантований обсяг
відпуску на рівні 16 МВт год, що відповідає комерційній
енергоємності розряджання УЗЕ.
З огляду на проведений аналіз щодобової роботи СЕС та
УЗЕ можна зазначити, що для періодів року, в яких до-
бові обсяги виробництва електричної енергії на власних
генерувальних електроустановках СЕС є більшими за ко-
мерційну енергоємність УЗЕ, закупівля електричної ене-
ргії з ЕЕС не здійснюється взагалі. Відбір електричної
енергії з ЕЕС для підвищення ефективності викорис-
тання АБ здійснюється в період з січня по лютий та з
жовтня по грудень. Найменші обсяги виробництва еле-
ктричної енергії на рівні 1,9 МВт год (13,4 %), вироблені
на власних генерувальних установках СЕС, спостеріга-
ються 25 грудня, при цьому для цієї доби обсяги закупі-
влі додаткової електричної енергії з ринку становлять
14,1 МВт год, тобто 86,6 % сумарних обсягів відпуску в
ЕЕС протягом доби.
Робота гібридної сонячної електростанції в режимі № 3,
шляхом додаткового відбору та відпуску електричної
енергії з ЕЕС та в ЕЕС, забезпечує підвищення економіч-
ної ефективності використання доступної енергоємності
УЗЕ, оскільки в осінньо-зимові періоди з низькою інтен-
сивністю сонячного випромінювання обсяги виробниц-
тва електричної енергії на власних генерувальних елек-
троустановках СЕС є меншими в 4-5 разів, ніж у весняно-
літні періоди, що без закупівлі додаткової електричної
50
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
енергії призводить до неефективного використання
енергоємності АБ та, відповідно, до зростання
середньозваженої собівартості зберігання електричної
енергії.
Рис. 3. Щодобові обсяги виробництва та відпуску електроенергії протягом року
Fig. 3. Daily volumes of production and supply of electricity during the year
Отримані результати дослідження доцільно використо-
вувати для визначення технічних параметрів УЗЕ, а саме
– її номінальної енергоємності та потужності, що є необ-
хідними для забезпечення стабільного електропоста-
чання окремих локальних споживачів, або об’єктів кри-
тичної інфраструктури на основі розподіленої генерації
потужністю до 20 МВт. При цьому для забезпечення
споживачів електричною енергією їх сумарне спожи-
вання протягом однієї доби за цілий рік не повинно пе-
ревищувати комерційної енергоємності УЗЕ. Також важ-
ливою умовою забезпечення безперебійного енергопо-
стачання споживачам є наявність резервної електроста-
нції, виробництво електричної енергії на якій слугува-
тиме для заряджання УЗЕ в разі відсутності можливості
здійснювати відбір додаткової електричної енергії з ЕЕС
та в періоди низької інтенсивності сонячного випромі-
нювання, що особливо актуально в осінньо-зимові мі-
сяці року.
Висновки. При впровадженні установки зберігання еле-
ктроенергії в структуру сонячної електростанції та заря-
джанні акумуляторних батарей електричною енергією,
виробленою лише на власних генерувальних електроу-
становках, економічні показники роботи такої гібридної
сонячної електростанції погіршуються, оскільки протя-
гом осінньо-зимових місяців обсяги виробництва елект-
ричної енергії в 4-5 разів менші, ніж обсяги виробництва
протягом весняно-літніх місяців, через зниження інтен-
сивності сонячного випромінювання. Тому для підви-
щення економічної ефективності використання доступ-
ної енергоємності установки зберігання електроенергії
в періоди низької інтенсивності сонячного випроміню-
вання доцільно здійснювати відбір додаткових обсягів
електричної енергії з електроенергетичної системи шля-
хом закупівлі їх на ринку електричної енергії.
При визначенні рівня доходу для гібридної сонячної
електростанції на ринку електричної енергії викорис-
тано середньозважену ціну купівлі-продажу електрич-
ної енергії на ринку «на добу наперед» Польщі за фак-
тичними результатами 2022 року. Використання ціни
електричної енергії за фактичними даними Польщі до-
зволяє провести найбільш якісну оцінку роботи гібрид-
ної електростанції на ринку електричної енергії, вихо-
дячи з попиту на електричну енергію та пропозиції,
оскільки протягом 2022 року на торговому майданчику
ОЕС України діяли цінові обмеження, що практично об-
межує здійснення енергетичного арбітражу.
За результатами проведеної техніко-економічної оцінки
визначено, що для сонячної електростанції з установле-
ною потужністю змінного струму на рівні 10 МВт, уста-
новленою потужністю фотоелектричних модулів на рі-
вні 12,5 МВт та чотиригодинної установки зберігання
електроенергії з комерційною енергоємністю від 2 до
51
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
16 МВт год термін окупності інвестиційного проєкту гіб-
ридної електростанції становить 7–10 років. Подальше
збільшення комерційної енергоємності установки збері-
гання електроенергії до 20 МВт год із номінальною по-
тужністю на рівні 5 МВт призводить до від’ємного зна-
чення чистої приведеної вартості й терміну окупності гі-
бридної сонячної електростанції на рівні 11 років, що
при прийнятих параметрах дослідження свідчить про
нерентабельність такого інвестиційного проєкту.
ПОСИЛАННЯ
1. НЕК «Укренерго». (2021). Звіт з оцінки відповідності
(достатності) генеруючих потужностей у 2020 році.
2. Буратинський І. М. Техніко-економічна оцінка вико-
ристання системи акумулювання для стабілізації ро-
боти сонячної електростанції. Технічна електродина-
міка. 2022. № 2. С. 70‒79. DOI:
https://doi.org/10.15407/techned2022.02.070.
3. Буратинський І. М., Нечаєва Т. П. Оцінка рентабель-
ності спільної роботи сонячної електростанції та сис-
теми акумулювання електроенергії в умовах ринку.
Відновлювана енергетика та енергоефективність у
XXI столітті: матеріали XXІІI Міжнародної науково-
практичної конференції (Київ, 19–20 травня
2022 р.) – К.: Інтерсервіс, 2022. С. 145‒147.
4. Портал відкритих даних. Погодинний баланс потуж-
ності ОЕС України за 2020 рік.
5. НЕК «Укренерго». (2021). Встановлена потужність
ОЕС України за 2020 рік.
6. Lazard. (2021). Lazard’s levelized cost of storage
analysis ‒ Version 7.0. URL:
https://www.lazard.com/media/42dnsswd/lazards-
levelized-cost-of-storage-version-70-vf.pdf (дата звер-
нення: 05.03.2023).
7. Vartiainen E., Masson G., Breyer C., Moser D., Román
Medina E. Impact of weighted average cost of capital,
capital expenditure, and other parameters on future
utility‐scale PV levelised cost of electricity. Prog
Photovolt Res Appl. 2019. No 28. Pp. 439-453. DOI:
https://doi.org/10.1002/pip.3189.
8. АТ «Оператор ринку». (2023). Середньозважені ціни
ВДР та РДН за добу. URL:
https://www.oree.com.ua/ (дата звернення:
18.06.2023).
9. Про дії учасників ринку електричної енергії у період
дії карантину та обмежувальних заходів, пов’язаних
із поширенням коронавірусної хвороби (COVID-19):
Постанова Національної комісії, що здійснює держа-
вне регулювання у сферах енергетики та комуналь-
них послуг від 08.04.2020 № 766. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/rada/show/v0766874-
20/ed20200408#Text (дата звернення: 04.11.2021).
10. Про забезпечення стабільного функціонування ри-
нку електричної енергії, у тому числі фінансового
стану учасників ринку електричної енергії на період
дії в Україні воєнного стану: Постанова Національної
комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
енергетики та комунальних послуг від 25.02.2022
№ 332. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/rada/show/v0332874-
22#Text (дата звернення: 12.06.2022).
11. Про встановлення граничних цін на ринку «на добу
наперед», внутрішньодобовому ринку та балансую-
чому ринку: Постанова Національної комісії, що здій-
снює державне регулювання у сферах енергетики та
комунальних послуг від 27.06.2023 № 1126. URL:
https://www.nerc.gov.ua/acts/pro-
vstanovlennya-granichnih-cin-na-rinku-na-dobu-
napered-vnutrishnodobovomu-rinku-ta-
balansuyuchomu-rinku (дата звернення:
28.06.2023).
12. АТ «Оператор ринку». (2023). Аналіз роботи РДН та
ВДР за 2022 рік. URL:
https://www.oree.com.ua/index.php/web/10538
(дата звернення: 18.06.2023).
REFERENCES
1. NPC “Ukrenergo”. (2021). Zvit z otsinky vidpovidnosti
(dostatnosti) heneruiuchykh potuzhnostei u 2020 rotsi
(Ukr).
2. I.M. Buratynskyi. Technical and economic evaluation of
energy storage system use electricity for stabilization of
solar power plant operation. Tekhnichna
elektrodynamika. 2022. No 2. Pp. 70‒79. DOI:
https://doi.org/10.15407/techned2022.02.070.
3. I.Buratynskyi, T. Nechaieva. Assessment of the
profitability of the PV-plant and battery energy storage
system joint operation under market conditions.
Renewable energy and energy efficiency in the XXI
century materials of the XXIII international scientific and
practical conference. May 19–20, 2022, Kyiv.
4. Open data portal. Pohodynnyi balans potuzhnosti OES
Ukrainy za 2020 rik (Ukr).
5. NPC “Ukrenergo”. (2021). Installed capacity of IPS of
Ukraine for 2020.
6. Lazard. (2021). Lazard’s levelized cost of storage
analysis ‒ Version 7.0. URL:
https://www.lazard.com/media/42dnsswd/lazards-
levelized-cost-of-storage-version-70-vf.pdf (Accessed
at 05.03.2023).
7. Vartiainen E., Masson G., Breyer C., Moser D., Román
Medina E. Impact of weighted average cost of capital,
capital expenditure, and other parameters on future
utility‐scale PV levelised cost of electricity. Prog
https://doi.org/10.1002/pip.3189
52
Відновлювана енергетика. №3/2023 | Сонячна енергетика
Photovolt Res Appl. 2019. No 28. Pp. 439‒453. DOI:
https://doi.org/10.1002/pip.3189.
8. Market Operator. (2023). IDM and DAM weighted
average prices. URL: https://www.oree.com.ua/
(Accessed at 18.06.2023).
9. Pro dii uchasnykiv rynku elektrychnoi enerhii u period
dii karantynu ta obmezhuvalnykh zakhodiv,
poviazanykh iz poshyrenniam koronavirusnoi khvoroby
(COVID-19): Postanova of National commission for the
state regulation of energy and utilities of Ukraine vid
08.04.2020 № 766. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/rada/show/v0766874-
20/ed20200408#Text (Accessed at 04.11.2021) (Ukr).
10. Pro zabezpechennia stabilnoho funktsionuvannia rynku
elektrychnoi enerhii, u tomu chysli finansovoho stanu
uchasnykiv rynku elektrychnoi enerhii na period dii v
Ukraini voiennoho stanu: Postanova of National
commission for the state regulation of energy and
utilities of Ukraine vid 25.02.2022 № 332.
URL:https://zakon.rada.gov.ua/rada/show/v03-32874-
22#Text (Accessed at 12.06.2022) (Ukr).
11. Pro vstanovlennia hranychnykh tsin na rynku “na dobu
napered”, vnutrishnodobovomu rynku ta
balansuiuchomu rynku: Postanova Postanova of
National commission for the state regulation of energy
and utilities of Ukraine vid 27.06.2023 № 1126. URL:
https://www.nerc.gov.ua/acts/pro-vstanovlennya-
granichnih-cin-na-rinku-na-dobu-napered-
vnutrishnodobovomu-rinku-ta-balansuyuchomu-rinku
(Accessed at 28.06.2023) (Ukr).
12. Market Operator. (2023). Analysis of the DAM and IDM
operation for 2022. URL:
https://www.oree.com.ua/index.php/web/10538
(Accessed at 18.06.2023).
https://doi.org/10.1002/pip.3189
|
| id | veorgua-article-410 |
| institution | Vidnovluvana energetika |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:11:42Z |
| publishDate | 2023 |
| publisher | Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | veorgua/84/ae37eef788af979b61d5f835db7f3684.pdf |
| spelling | veorgua-article-4102026-07-18T06:32:18Z THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS ТЕРМІН ОКУПНОСТІ ГІБРИДНОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ, ДО СКЛАДУ ЯКОЇ ВХОДИТЬ УСТАНОВКА ЗБЕРІГАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ З РІЗНИМИ ТЕХНІЧНИМИ ПАРАМЕТРАМИ Buratynsky, I. solar power plant, energy storage system, payback period, mathematical model, commercial capacity, market, price of electricity. сонячна електростанція, установка зберігання електроенергії, термін окупності, математична модель, комерційна енергоємність, ринок, ціна електричної енергії. The article describes the established modes of joint operation of the solar power plant and an energy storage system, which ensure the release of electrical energy produced at the solar power plant's own generating facilities directly into the electrical power system, the transfer of electrical energy in the event of its excess at the peak intensity of solar radiation or at a low price of electrical on the energy market during periods of surplus in the power system by means of charging and discharging accumulator batteries, the selection of additional volumes of electrical from the electrical power system for increase the economic efficiency of using the available capacity of accumulator batteries during periods of low intensity of solar radiation. Based on the results of the technical and economic assessment the payback period of the investment project of the hybrid solar power plant were determined, which, based on the established modes of joint operation of the solar power plant and an energy storage system and the price conditions for buying and selling electricity on the energy market, is 7-10 years, depending from the commercial energy capacity of accumulator batteries. У статті описано сформовані режими спільної роботи сонячної електростанції та установки зберігання електроенергії, що забезпечують відпуск електричної енергії, виробленої на власних &nbsp;генеру-вальних електроустановках сонячної електростанції, безпосередньо в електроенергетичну систему, перенесення електричної енергії, в разі її надлишків при піковій інтенсивності сонячного випромінювання або при низькій ціні електричної енергії на ринку в періоди профіциту в енергосистемі, за допомогою заряджання та розряджання акумуляторних батарей, відбір додаткових обсягів електричної енергії з електроенергетичної системи для підвищення економічної ефективності використання доступної енергоємності акумуляторних батарей у періоди низької інтенсивності сонячного випромінювання. За результатами проведеної техніко-економічної оцінки визначено термін окупності інвестиційного проєкту гібридної сонячної електростанції, який, виходячи зі сформованих режимів спільної роботи сонячної електростанції та установки зберігання електроенергії й цінових умов купівлі-продажу електричної енергії на ринку, становить 7–10 років залежно від комерційної енергоємності акумуляторних батарей. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2023-10-19 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/410 10.36296/1819-8058.2023.3(74).42-52 Vidnovluvana energetika ; No. 3(74) (2023): Scientific and applied Journal renewable energy ; 42-52 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 3(74) (2023): Scientific and applied Journal renewable energy ; 42-52 Відновлювана енергетика; № 3(74) (2023): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 42-52 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2023.3(74) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/410/320 Copyright (c) 2023 I. Buratynsky https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0 |
| spellingShingle | solar power plant energy storage system payback period mathematical model commercial capacity market price of electricity. Buratynsky, I. THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS |
| title | THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS |
| title_alt | ТЕРМІН ОКУПНОСТІ ГІБРИДНОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ, ДО СКЛАДУ ЯКОЇ ВХОДИТЬ УСТАНОВКА ЗБЕРІГАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ З РІЗНИМИ ТЕХНІЧНИМИ ПАРАМЕТРАМИ |
| title_full | THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS |
| title_fullStr | THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS |
| title_full_unstemmed | THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS |
| title_short | THE PAYBACK PERIOD OF A HYBRID SOLAR POWER PLANT INCLUDING AN ENERGY STORAGE SYSTEM WITH VARIOUS TECHNICAL PARAMETERS |
| title_sort | payback period of a hybrid solar power plant including an energy storage system with various technical parameters |
| topic | solar power plant energy storage system payback period mathematical model commercial capacity market price of electricity. |
| topic_facet | solar power plant energy storage system payback period mathematical model commercial capacity market price of electricity. сонячна електростанція установка зберігання електроенергії термін окупності математична модель комерційна енергоємність ринок ціна електричної енергії. |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/410 |
| work_keys_str_mv | AT buratynskyi thepaybackperiodofahybridsolarpowerplantincludinganenergystoragesystemwithvarioustechnicalparameters AT buratynskyi termínokupnostígíbridnoísonâčnoíelektrostancíídoskladuâkoívhoditʹustanovkazberígannâelektroenergíízríznimitehníčnimiparametrami AT buratynskyi paybackperiodofahybridsolarpowerplantincludinganenergystoragesystemwithvarioustechnicalparameters |