TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT

Given the growing need of industrial enterprises for uninterrupted electricity supply under unstable grid conditions, this paper presents a technical and economic comparison of a grid-connected solar power plant with generator support and a hybrid solar power plant with battery energy storage. The s...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2026
Автор:	Stepenko , V.
Формат:	Стаття
Мова:	Українська
Опубліковано:	Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2026
Теми:	grid-connected solar power plant hybrid solar power plant gas generator diesel generator battery energy storage system autonomous operation backup power supply technical and economic comparison industrial load capital expenditures operating expenditures.
Онлайн доступ:	https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/628
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Vidnovluvana energetika
Завантажити файл:

Репозитарії

Vidnovluvana energetika

_version_	1870287577359056896
author	Stepenko , V.
author_facet	Stepenko , V.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "V. Stepenko ", "institution": "Інститут відновлюваної енергетики НАН України, м. Київ, Україна" } ]
author_sort	Stepenko , V.
baseUrl_str	https://ve.org.ua/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-09T12:14:07Z
description	Given the growing need of industrial enterprises for uninterrupted electricity supply under unstable grid conditions, this paper presents a technical and economic comparison of a grid-connected solar power plant with generator support and a hybrid solar power plant with battery energy storage. The study considers the operating features of both architectures in islanded mode, their strengths and weaknesses, as well as the limitations that arise when supplying industrial loads. Particular attention is paid to differences in the structure of capital and operating costs, duration of autonomous operation, the role of the generator as a source of reference voltage and frequency for grid-following inverters, and the limitations of hybrid inverters during long-duration blackouts. An industrial printing house with a relatively stable load profile is used as a case study. For the grid-connected solar power plant with gas-generator support, natural gas consumption, the cost of backup electricity, and capital expenditures for the inverter and generator parts of the system are calculated. For the hybrid solar power plant, a configuration based on two hybrid inverters with a total capacity of 160 kW and a battery energy storage system with a nominal capacity of 900 kWh is selected. In addition, a scenario involving the use of an auxiliary diesel generator for the hybrid solar power plant during long-duration outages is considered. The comparison made it possible to determine the conditions under which each of the studied architectures is more suitable for the backup power supply of an industrial enterprise.
doi_str_mv	10.36296/1819-8058.2026.2(85).174-196
first_indexed	2026-07-10T01:00:26Z
format	Article
fulltext	174 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика УДК 621.311.61 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2026.2(85).174-196 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ МЕРЕЖЕВОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ З ГЕНЕРАТОРНОЮ ПІДТРИМКОЮ ТА ГІБРИДНОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ Отримано 10 трав. 2026 р.; рекомендовано до публікації 26 чер. 2026 р. Доступно онлайн 30 чер. 2026 р. Степенко В. С. Автор для кореспонденції: Степенко Василь, e-mail: stepenko.vasiliy@lll.kpi.ua Анотація. З огляду на високу потребу промислових підп- риємств у безперервному електропостачанні в умовах нестабільної роботи зовнішньої мережі у статті виконано техніко-економічне порівняння мереже- вої сонячної електростанції з генераторною підтримкою та гібридної сонячної електростанції з акумуляторною системою накопичення енергії. Розглянуто особливості роботи обох архітектур в автономному режимі, їх сильні та слабкі сторони, а також обмеження, що виникають при жив- ленні промислового навантаження. Особливу увагу приділено відмінностям у структурі капіталь- них та експлуатаційних витрат, тривалості автономної роботи, ролі генератора як джерела опо- рної напруги та частоти для мережевих інверторів, а також обмеженням гібридних інверторів у разі тривалих блекаутів. Як приклад використано кейс промислової друкарні з відносно сталим про- філем навантаження. Для мережевої СЕС з газогенераторною підтримкою виконано розрахунок ви- трат природного газу, вартості резервної електроенергії та капітальних витрат на інверторну і генераторну частину системи. Для гібридної СЕС виконано підбір конфігурації на базі двох гібрид- них інверторів сумарною потужністю 160 кВт та акумуляторної системи номінальною ємністю 900 кВт·год. Додатково розглянуто сценарій використання допоміжного дизель-генератора для гібридної СЕС у разі довготривалих відключень електропостачання. Проведене порівняння дало змогу визначити умови, за яких кожна з досліджуваних архітектур є доцільнішою для резервного електропостачання промислового підприємства. Ключові слова: мережева сонячна електростанція, гібридна сонячна електростанція, газогенератор, дизель-генератор, акумуляторна система накопичення енергії, автономна робота, резервне елект- ропостачання, техніко-економічне порівняння, промислове навантаження, капітальні витрати, екс- плуатаційні витрати. Використані позначення та скорочення СЕС – сонячна електростанція PV – фотоелектрична система (Photovoltaic) АКБ – акумуляторна батарея BESS – система накопичення енергії на акумуляторних батареях (Battery Energy Storage System) PCS – система перетворення потужності (Power Conversion System) BMS – система керування акумуляторною батареєю (Battery Management System) O&M – експлуатація та технічне обслуговування (Operations & Maintenance) CAPEX – капітальні витрати (Capital Expenditures) OPEX —–експлуатаційні витрати (Operating Expenditures) SFC – питома витрата палива (Specific Fuel Consumption), л/кВт·год або Нм³/кВт·год DoD – допустима глибина розряду акумуляторної бата- реї (Depth of Discharge) PF – коефіцієнт потужності (Power Factor) THD – сумарний коефіцієнт гармонічних спотворень (Total Harmonic Distortion) ATS (АПР) – автоматичний перемикач резерву (Automatic Transfer Switch) AVR (АРН) – автоматичний регулятор напруги (Automatic Voltage Regulator) GFL – інвертор, що сінхронізується з мережею (Grid- Following Inverter) GFM – інвертор, що формує мережу (Grid-Forming Inverter) PCC (ТЗП) – точка загального приєднання (Point of Common Coupling) LCOE – усереднена собівартість електроенергії (Levelized Cost of Energy) NPV – чиста теперішня вартість (Net Present Value) IRR – внутрішня норма рентабельності (Internal Rate of Return) CO₂ – діоксид вуглецю kW / kWh / kVA – кіловат / кіловат-година / кіловольт-ам- пер Нм³ (Nm³) – нормальний кубічний метр природного газу аспірант https://orcid.org/0009-0001-5701-533X Інститут відновлюваної енергетики НАН України, м. Київ, Україна 175 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика Вступ. Безперервність електропостачання для промисло- вих підприємств у сучасних умовах нестабільної роботи електричних мереж є критичною передумовою збере- ження продуктивності, стабільності технологічних проце- сів та економічної ефективності виробництва [1–3]. Пере- рви в електропостачанні призводять не лише до прямих втрат електроенергії, а й до простоїв обладнання, зни- ження випуску продукції, порушення виробничих циклів і додаткових експлуатаційних витрат [1–3]. Одночасно зі зростанням вимог до надійності електроживлення для підприємств дедалі більшого значення набуває викорис- тання сонячних електростанцій (СЕС), за допомогою яких можна частково або суттєво зменшити витрати на спожи- вану електричну енергію, а також підвищити енергетичну незалежність об’єкта [4, 5]. У разі нестабільної зовнішньої мережі особливо актуальним стає питання забезпечення роботи СЕС не лише в мережевому режимі, а й у режимі резервного або автономного електропостачання. На практиці для цього застосовують два основні підходи. Пе- рший полягає у використанні мережевої сонячної елект- ростанції з генераторною підтримкою, де генератор фор- мує опорну напругу та частоту під час відключення зовнішньої мережі, забезпечуючи роботу мережевих ін- верторів у локальному режимі [6–8]. Другий підхід базу- ється на застосуванні гібридної сонячної електростанції, у складі якої гібридний інвертор і акумуляторна система накопичення енергії забезпечують резервування наван- таження та підвищують гнучкість енергозабезпечення об’єкта [4, 5]. Для систем на базі мережевих інверторів принциповим є те, що вони не формують мережу само- стійно, а потребують зовнішнього джерела опорної на- пруги й частоти. Саме тому в схемах автономної роботи без акумуляторної підтримки як опорне джерело зазви- чай використовується генератор, який забезпечує синх- ронізацію інверторів і підтримання енергетичного бала- нсу в ізольованому режимі [6–8]. Практична реалізованість такої топології для промислової друкарні підтверджується результатами розрахунків, які показу- ють доцільність застосування газогенератора як резерв- ного джерела для мережевої СЕС за рахунок нижчих екс- плуатаційних витрат порівняно з дизельним варіантом. Водночас гібридні сонячні електростанції з акумулятор- ними батареями розглядаються як альтернатива генера- торному резервуванню, оскільки вони забезпечують швидке перемикання в автономний режим, можливість накопичення надлишкової сонячної енергії та зменшення залежності від паливної складової. Проте такі системи ха- рактеризуються вищими початковими капітальними ви- тратами, а їх економічна доцільність значною мірою за- лежить від вартості акумуляторних батарей, режиму експлуатації та частоти відключень електропостачання. Отже, для підприємств, які розглядають впровадження резервного живлення на базі сонячної генерації, актуаль- ним є вибір між двома технічними рішеннями: мереже- вою СЕС з генераторною підтримкою та гібридною СЕС. Аналіз попередніх досліджень і постановка задачі. Про- блема забезпечення надійного електропостачання про- мислових споживачів в умовах нестабільної зовнішньої мережі широко розглядається в науковій літературі. Дослідження показують, що відключення електроенергії суттєво впливають на продуктивність підприємств, спри- чиняють економічні втрати та знижують ефективність ви- робничих процесів, особливо для малих і середніх вироб- ництв, чутливих до простоїв обладнання та порушення технологічних циклів [1–3]. Окремий напрям досліджень присвячено системам типу «PV + generator», у яких со- нячна електростанція працює спільно з резервним гене- ратором під час перебоїв у зовнішній мережі. Такі рішення розглядаються як практичний варіант підви- щення надійності електроживлення, зниження витрат на паливо та часткового заміщення традиційної генерації за рахунок сонячної енергії. Основним напрямом є мінімізація паливних витрат, а також оптимізація струк- тури мережевих сонячних електростанцій на основі фото- електричної генерації та генераторної підтримки [4–6]. Водночас значна кількість досліджень стосується систем «PV + battery», у яких резервування електроживлення до- сягається за рахунок акумуляторних батарей, а авто- номна робота забезпечується спільною роботою фото- електричних модулів, акумуляторної системи та інвертора. Такі системи характеризуються вищою гнуч- кістю керування потоками енергії, можливістю накопи- чення надлишкової сонячної генерації та швидким пере- ходом в автономний режим. Водночас їх економічна ефективність суттєво залежить від вартості акумулятор- них батарей, ресурсу циклу заряд – розряд та режимів експлуатації [4, 7]. Для мережевих інверторів принципо- вим є те, що вони належать до класу grid-following і не мо- жуть самостійно формувати опорну напругу та частоту в ізольованій мережі. Саме тому для їх роботи в автоном- ному режимі потрібне зовнішнє джерело, яке виконує функцію формування мережі. Такі вимоги до приєднання розподілених енергетичних ресурсів і загальні критерії їх взаємодії з електроенергетичною системою визнача- ються стандартом IEEE 1547-2018 та сучасними оглядо- вими роботами з інверторних ресурсів [5, 6, 8]. Попри на- явність значної кількості досліджень щодо систем «PV + generator» і «PV + battery», прикладне техніко-еко- номічне порівняння цих двох підходів для конкретного промислового підприємства залишається висвітленим недостатньо. У більшості робіт увага зосереджується або на оптимізації окремої конфігурації, або на загальних пи- таннях інтеграції інверторних ресурсів, без детального зіставлення капітальних витрат, експлуатаційних витрат і практичної доцільності використання різних архітектур резервного електропостачання для об’єктів з реальним профілем навантаження. У зв’язку з цим поставлено за- дачу виконати техніко-економічне порівняння двох рішень резервного електропостачання підприємства: ме- режевої сонячної електростанції з газогенераторною підтримкою та гібридної сонячної електростанції з акуму- ляторним накопиченням енергії. Базовим варіантом прийнято конфігурацію мережевої СЕС з газогенерато- ром, параметри якої визначено на основі реального кейсу промислової друкарні, тоді як альтернативний варіант представлено гібридною СЕС, для якої вико- нується окремий розрахунок. Метою такого порівняння є визначення умов, за яких кожна з архітектур є доціль- нішою з технічного та економічного погляду. 176 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика Мережева СЕС з газогенераторною підтримкою. Як перший об’єкт порівняння розглядається мережева со- нячна електростанція з газогенераторною підтримкою, призначена для електропостачання промислового підприємства в умовах нестабільної зовнішньої мережі. У штатному режимі сонячна електростанція працює па- ралельно з мережею, а мережеві інвертори синхронізу- ються з напругою та частотою в точці загального приєд- нання. Енергія, вироблена фотоелектричними модулями, використовується для часткового покриття навантаження об’єкта, що забезпечує зменшення спо- живання електроенергії із зовнішньої мережі та скоро- чення експлуатаційних витрат [4, 7]. У разі зникнення напруги в зовнішній мережі функцію джерела опорної напруги та частоти виконує газогенератор. Після його за- пуску та виходу на номінальні параметри мережеві ін- вертори синхронізуються вже з локально сформованою мережею, створеною генератором, і продовжують ро- боту в ізольованому режимі. Така схема дає змогу поєднати генерацію сонячної електростанції з резерв- ним джерелом живлення без застосування акумулятор- них батарей [5–7]. Баланс потужності в такій системі визначається співвідношенням між поточним наванта- женням підприємства та генерацією сонячної електро- станції. У години достатньої сонячної активності частина навантаження покривається за рахунок СЕС, а решта – газогенератором. У разі зменшення сонячної генерації частка потужності, що покривається генератором, відповідно, зростає. Отже, газогенератор у такій топо- логії виконує не лише резервну функцію, а й забезпечує стабільність параметрів локальної мережі, необхідних для роботи мережевих інверторів [5, 6, 8]. Особливістю цієї конфігурації є відносно проста структура та від- сутність акумуляторної підсистеми, що знижує почат- кові капітальні витрати і спрощує реалізацію резервного живлення. Водночас така схема залежить від наявності пального, режиму роботи генератора, його паливної ха- рактеристики та допустимого рівня часткового наванта- ження. Економічна ефективність системи значною мірою визначається вартістю паливної складової, витра- тами на технічне обслуговування генератора й три- валістю періодів автономної роботи Гібридна СЕС. Другим об’єктом порівняння є гібридна сонячна електростанція, до складу якої входять фото- електричні модулі, гібридний інвертор, акумуляторна система накопичення енергії, зовнішня мережа та навантаження підприємства. На відміну від мережевої СЕС з генераторною підтримкою, така конфігурація здатна забезпечувати автономне електропостачання за рахунок накопиченої в акумуляторних батареях енергії та керованого розподілу потоків потужності між джере- лами. У штатному режимі гібридна система може одно- часно забезпечувати навантаження підприємства, за- ряджати акумуляторні батареї та, за наявності відповідного алгоритму керування, взаємодіяти із зовнішньою мережею. У періоди достатньої сонячної ге- нерації частина енергії безпосередньо споживається навантаженням, а надлишок спрямовується на заряд акумуляторної системи. У разі недостатньої генерації або під час відключення мережі живлення наванта- ження здійснюється за рахунок акумуляторних батарей через гібридний інвертор. Ключовою перевагою такої топології є можливість швидкого переходу до резерв- ного або автономного режиму без необхідності запуску генератора та без витрат пального. Крім того, акумуля- торна система дає змогу повніше використовувати енергію сонячної електростанції, зменшуючи її втрати або обмеження генерації. Водночас гібридна СЕС харак- теризується вищими капітальними витратами, а її еко- номічна доцільність залежить від вартості акумулятор- них батарей, їх ресурсу, допустимої глибини розряду та режиму експлуатації [4, 5]. З технічного погляду гібридна конфігурація є гнучкішою, оскільки поєднує функції генерації, накопичення та перетворення енергії в межах єдиної системи керування. Саме тому порівняння гібридної СЕС із мережевою СЕС, що викори- стовує газогенератор як резервне джерело, дає змогу оцінити переваги й обмеження двох різних підходів до забезпечення надійного електропостачання промисло- вого об’єкта. Порівняльна характеристика мережевих та гібридних сонячних електростанцій в умовах автономної роботи. Мережеві та гібридні сонячні електростанції відрізня- ються насамперед принципом забезпечення електро- постачання навантаження в разі втрати зовнішньої ме- режі. Мережева сонячна електростанція в нормальному режимі працює паралельно з мережею та використовує її як джерело опорної напруги і частоти (рис. 1). У разі зникнення напруги для продовження роботи такої си- стеми потрібне зовнішнє джерело, здатне сформувати локальну мережу, тобто резервний генератор. Гібридна сонячна електростанція, навпаки, поєднує функції гене- рації, перетворення та накопичення енергії, що дає їй змогу забезпечувати живлення навантаження в авто- номному режимі за рахунок акумуляторної батареї та інвертора, здатного підтримувати локальні параметри мережі [5, 6]. Однією з головних переваг мережевої СЕС є відносно проста структура й нижча початкова вартість інверторної частини. Для мережевих інверторів великої потужності характерні високі ККД, широкі можливості регулювання коефіцієнта потужності та робота без аку- муляторної підсистеми. Для трифазних мережевих ін- верторів класу 120–136 кВт виробник Deye вказує діапа- зон регулювання коефіцієнта потужності 0,8 leading…0,8 lagging, тобто інвертор може працювати з суттєвим об- міном реактивною потужністю в межах своєї повної по- тужності [11]. Це важливо для промислових підприємств, де в складі навантаження часто присутні електродвигуни, компресори, насоси, верстати та інше обладнання з помітною реактивною складовою. У ре- жимі автономної роботи мережевої СЕС з генераторною підтримкою значна частина вимог до реактивної потуж- ності фактично покладається на генератор, що спрощує роботу мережевого інвертора як джерела активної со- нячної генерації. 177 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика Рис. 1. Принципові схеми досліджуваних архітектур резервного електропостачання підприємства Гібридна СЕС своєю чергою має іншу функціональну логіку. Гібридний інвертор повинен не лише перетво- рювати енергію сонячних модулів, а й керувати зарядом / розрядом акумуляторної батареї, формувати локальну мережу в автономному режимі та утримувати пара- метри живлення в допустимих межах. Це робить таку систему більш універсальною, але одночасно й чут- ливішою до режиму навантаження. У технічних ма- теріалах Deye для гібридних інверторів зазначено, що функція регулювання реактивної потужності через V(Q) має обмеження, пов’язані з рівнем активної потужності, а в ряді моделей застосовується поріг повторної акти- вації V(Q)-режиму при досягненні 20 % номінальної по- тужності [9]. Тому під час роботи з промисловим наван- таженням, де в автономному режимі присутня значна реактивна складова, можливості гібридного інвертора можуть ставати одним з визначальних обмежень. Це особливо важливо в умовах, коли мережа відсутня, а вся відповідальність за підтримання напруги й частоти лежить на інверторі та батарейній системі. Ще однією принциповою відмінністю є структура вартості обох рішень. Для мережевої СЕС нижча вартість досягається завдяки дешевшому мережевому інвертору та відсут- ності акумуляторної системи. Водночас така конфігу- рація потребує встановлення резервного генератора, паливної інфраструктури та пов’язаних з цим витрат на технічне обслуговування. У гібридній СЕС, навпаки, значну частку капітальних витрат формують саме гібридний інвертор і акумуляторна батарея. За оцінками NREL, вартість батарейних систем істотно залежить від тривалості зберігання енергії, а капітальні витрати на BESS у розрахунку на кіловат-годину зростають разом з вимогою до більшої енергетичної ємності системи [13]. Отже, хоча гібридна СЕС дає змогу уникнути витрат на пальне, її стартова вартість найчастіше суттєво вища, ніж у мережевої СЕС з генераторною підтримкою. Ємність акумуляторної батареї в гібридній СЕС фактично визна- чає тривалість автономної роботи. За визначенням NREL, тривалість роботи системи накопичення енергії задається співвідношенням між її енергетичною ємністю та потужністю навантаження: наприклад, бата- рея з потужністю 1 МВт і корисною ємністю 4 МВт·год забезпечує приблизно 4 год роботи на номінальній пот- ужності [12]. Для промислового підприємства це озна- чає, що збільшення часу автономності вимагає прямого збільшення ємності акумуляторної системи, а отже, і її вартості. У разі тривалого блекауту, якщо запас енергії в батареї вичерпується швидше, ніж відновлюється за рахунок сонячної генерації, виробничий процес може бути зупинений. Натомість система з генераторною підтримкою здатна працювати автономно доти, доки є доступ до пального та зберігається технічна справність генератора. Окрему практичну проблему для інверторних систем в Україні становить робота в умовах нестабільної напруги після відновлення централізованого електропоста- чання. Через масштабні пошкодження енергетичної ін- фраструктури та перевантаження окремих ділянок ме- режі після блекаутів можливі режими заниженої 178 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика напруги та нестійкого електропостачання, що офіційно визнається наслідком атак на енергосистему та аварійно-відновлювального режиму її роботи [14]. І ме- режеві, і гібридні інвертори мають встановлені вироб- ником допустимі межі напруги мережі; для розглянутих трифазних моделей Deye типовий робочий діапазон становить 0,85Un–1,1Un [10, 11]. За істотного провалу напруги інверторне обладнання може не перейти в штатний мережевий режим до моменту нормалізації параметрів. З інженерного погляду надмірне зниження порогів спрацювання лише з метою примусового за- пуску за слабкої мережі є небажаним, оскільки це погір- шує умови роботи як самого інвертора, так і підключе- ного електрообладнання. Водночас мережева СЕС з генераторною підтримкою має інший специфічний недолік: після раптового відключення зовнішньої ме- режі потрібен певний час на виявлення аварійного ре- жиму, запуск генератора, досягнення ним номінальної частоти й напруги та подальше переключення наванта- ження на резервне джерело. У технічних матеріалах Cummins зазначено, що для open-transition схем авто- матичного введення резерву виникає примусова корот- кочасна перерва електроживлення під час переходу між джерелами [15]. Для значної частини підприємств така затримка є допустимою, однак для об’єктів з безпере- рвним виробничим циклом, чутливими лініями або ви- сокими вимогами до безперервності процесу навіть ко- ротка пауза може бути критичною. У цьому аспекті гібридна СЕС має перевагу, оскільки за наявності достатнього за- ряду акумуляторної батареї здатна забезпечити прак- тично безперервне живлення критичного наванта- ження без очікування запуску окремого генератора. Таким чином, мережева СЕС з генераторною підтрим- кою є привабливішою з погляду простоти реалізації, нижчих початкових інвестицій та можливості тривалої автономної роботи за наявності пального. Гібридна СЕС у свою чергу забезпечує вищу швидкодію при переході в автономний режим, кращу керованість потоками енергії та можливість безпаливної підтримки наванта- ження, однак потребує значно більших капітальних вит- рат, ретельного підбору ємності акумуляторної батареї та врахування технічних обмежень інвертора під час ро- боти з промисловим навантаженням. Саме тому вибір між цими двома архітектурами має виконуватися не лише за критерієм вартості обладнання, а й з урахуван- ням характеру навантаження, тривалості блекаутів, ви- мог до безперервності виробництва та допустимих експлуатаційних ризиків. Розрахунок для мережевої СЕС з газогенераторною підтримкою. Базовим варіантом для подальшого порівняння приймається мережева сонячна електро- станція з газогенераторною підтримкою, призначена для резервного електропостачання промислового підприємства в умовах нестабільної зовнішньої мережі. Вихідною основою розрахунку є реальний кейс проми- слової друкарні з відносно сталим профілем наванта- ження, для якого вже сформовано добові енергетичні баланси споживання об’єкта, генерації СЕС та роботи резервного джерела живлення. До складу досліджуваної системи входять фотоелектри- чна станція на базі мережевого інвертора Deye SUN- 135K-G03 та сонячних модулів Longi Solar LR8-66HGD 610M загальною встановленою потужністю 159,82 кВт. Як резервне джерело для порівняльного розрахунку приймається газогенератор Generac SG160 номіналь- ною потужністю близько 160 кВт, параметри якого є су- мірними з раніше застосованим резервним генерато- ром на об’єкті [16]. У нормальному режимі роботи електроспоживання підприємства частково покрива- ється генерацією сонячної електростанції, а дефіцит по- тужності компенсується електроенергією із зовнішньої мережі. Під час блекауту функцію опорного джерела на- пруги і частоти виконує газогенератор, який забезпечує роботу мережевого інвертора в ізольованому режимі. Миттєвий баланс активної потужності в такій системі описується співвідношенням Pген(t) = Pнавантаж(t) − PСЕС(t), де Pген(t) – активна потужність генератора, Pнавантаж(t) — потужність навантаження підприємства, PСЕС(t) – потуж- ність, що надходить від сонячної електростанції. Як по- казовий приклад розглядається доба 02.05.2025, для якої добове споживання об’єкта становило 2824,399 кВт·год, генерація СЕС – 1117,5 кВт·год, спожи- вання з мережі – 1024,14 кВт·год, а енергія, яка в базо- вому сценарії покривалася резервним генератором, до- рівнювала 682,76 кВт·год. Саме цю величину прийнято як потребу в електроенергії від газогенератора для виб- раної доби. Для газогенератора Generac SG160 у зоні ча- сткових навантажень 40–50 % приймається середня пи- тома витрата природного газу SFCgas = 0,28 Нм3/кВт⋅год, що відповідає технічним даним установки та прийнятій методиці оцінки паливної ефективності [16]. Тоді до- бова витрата природного газу визначається як Vgas = Eген⋅SFCgas, де Eген – електроенергія, вироблена генерато- ром за добу. Для 02.05.2025 маємо Vgas = 682,76⋅0,28 = 191,17 Нм3. За середньою закупівельною ціною приро- дного газу для підприємства Cgas = 25,1 грн/Нм3 добова вартість палива становить – Costfuel = 191,17⋅25,1 = 4798,37 грн. Тоді паливна собівартість 1 кВт·год елект- роенергії, виробленої газогенератором, дорівнює Сfuel = 4798,37 682,76 = 7,03 грн/кВт⋅год. Для переходу від добового прикладу до узагальненого місячного показника вико- ристано сумарний обсяг електроенергії, що покрива- ється генератором за травень. Для досліджуваного об’єкта ця величина становить 9121,37 кВт·год. Відпо- відно, місячна витрата природного газу становить Vgas,month = 9121,37⋅0,28 = 2553,98 Нм3, а місячна вартість палива Costfuel,month = 2553,98⋅25,1 = 64104,90 грн. Сере- дня паливна собівартість електроенергії в місячному ро- зрізі залишається на тому самому рівні: Сfuel,month = 64104,90 9121,37 = 7,03 грн/кВт⋅год. Окрім вартості палива, при експлуатації генераторної установки необхідно врахову- вати витрати на технічне обслуговування, планові серві- сні роботи, заміну витратних матеріалів та супутні екс- плуатаційні витрати. Для газових поршневих агрегатів у 179 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика розрахунку приймається надбавка на O&M на рівні 10 %, що узгоджується з довідковими оцінками для га- зових генераторних установок [17, 18]. З урахуванням цієї надбавки сумарні змінні витрати на виробництво електроенергії визначаються як Сgas+O&M = cfuel⋅(1 + kO&M), де kO&M = 0,10. Тоді отримуємо Сgas+O&M = 7,03⋅1,10 = 7,73 грн/кВт⋅год. У місячному розрізі сумарні витрати на паливо та обслуговування становлять Сostgas+O&M = 64104,90⋅1,10 = 70515,39 грн, що відповідає середній питомій вартості електроенергії 70515,39 9121,37 = 7,73 грн/кВт⋅год. Отримані результати показують, що мережева СЕС з газогенераторною підтримкою забезпе- чує відносно низьку змінну собівартість резервної елек- троенергії порівняно з традиційними дизельними сце- наріями, особливо за умов тривалих або регулярних відключень мережі. При цьому основними факторами, що визначають економіку такого рішення, є питома ви- трата природного газу, ринкова ціна палива, тривалість автономної роботи та частка навантаження, яка покри- вається за рахунок сонячної генерації. Саме цей варіант надалі доцільно використовувати як базовий для порів- няння з гібридною сонячною електростанцією. Капітальні витрати для мережевої СЕС з газогенерато- рною підтримкою. Для техніко-економічного порів- няння мережевої СЕС з газогенераторною підтримкою та гібридної СЕС доцільно окремо врахувати капітальні витрати на обладнання, яке формує відмінність між цими двома архітектурами. Оскільки в обох варіантах приймається однакова фотоелектрична частина, вар- тість фотомодулів у подальшому порівнянні не врахову- ється. Такий підхід дає змогу зосередити увагу саме на різниці між інверторною топологією, генераторною під- тримкою та акумуляторною системою накопичення енергії. Для мережевого варіанта прийнято викорис- тання трифазного інвертора Deye SUN-135K-G03 потуж- ністю 135 кВт, що відповідає конфігурації досліджува- ного об’єкта [11]. Технічні характеристики газогенератора Generac SG160 прийнято згідно зі специ- фікацією виробника [16], а ринкову вартість для подаль- ших розрахунків – за комерційною пропозицією поста- чальника [19]. Для подальших розрахунків вартість мережевого інвертора прийнято на рівні 4220 дол. США, а вартість його монтажу та підклю- чення 2700 дол. Як резервне джерело електрожив- лення прийнято газогенератор Generac SG160 потужні- стю близько 160 кВт вартістю 167 000 дол. [16], [19]. Тоді сумарні капітальні витрати на ключове обладнання ме- режевої СЕС з газогенераторною підтримкою станов- лять CAPEXgrid+gen = 4220 + 2700 + 167000 = 173 920 дол. Отримане значення характеризує вартість саме тієї час- тини системи, яка забезпечує резервну та автономну ро- боту мережевої СЕС. Вартість фотомодулів і супутньої фотоелектричної інфраструктури не враховується, оскі- льки вона є однаковою для обох порівнюваних варіантів і не впливає на різницю між їх техніко-економічними по- казниками. Розрахунок для гібридної СЕС. Як альтернативний варі- ант резервного електропостачання розглядається гібри- дна сонячна електростанція, призначена для живлення окремої частини навантаження підприємства, сумірної з потужністю раніше встановленої мережевої сонячної електростанції. Для розрахунку прийнято, що на гібрид- ний контур переводиться навантаження середньою ак- тивною потужністю 130 кВт, а необхідний час автоном- ної роботи під час відключення зовнішньої мережі становить 6 год. Як силову частину системи прийнято два гібридні інвертори Deye SUN-80K-SG02HP3-EU-EM6, з’єднані паралельно, що забезпечує сумарну встанов- лену потужність 160 кВт. Така конфігурація створює ре- зерв за потужністю відносно розрахункового наванта- ження та відповідає технічним можливостям інверторів цього класу [20]. Необхідна корисна енергія акумулято- рної системи визначається добутком потужності наван- таження на тривалість автономної роботи: Eкор = Pнаван- таж⋅tавт. Тобто Eкор = 130⋅6 = 780 кВт·год. Для покриття цієї потреби прийнято акумуляторну систему номінальною ємністю 900 кВт·год. Вона формується на базі літій-за- лізо-фосфатних модулів DEYE BOS-B Pro-A3 ємністю 16,08 кВт·год кожний. Загальна кількість акумуляторних модулів становить 56 шт., що забезпечує сумарну номі- нальну ємність EАКБ = 56⋅16,08 = 900,48 кВт·год Акумуля- торна система реалізується на чотирьох стійках з вико- ристанням відповідних високовольтних BMS-модулів. Така архітектура відповідає модульній логіці системи BOS-B Pro-A3, для якої виробник передбачає промис- лову масштабовану конфігурацію з батарейними моду- лями, стійками та блоками керування високою напру- гою [21–23]. Для подальших розрахунків прийнято такі капітальні витрати на обладнання гібридної системи: • Гібридний інвертор Deye SUN-80K-SG02HP3-EU- EM6 – 6990 дол. за одиницю, усього 2 шт., тобто 13 980 дол.; • акумуляторний модуль DEYE BOS-B Pro-A3 16,08 кВт·год – 2075 дол. за одиницю, усього 56 шт., тобто 116 200 дол.; • батарейна стійка – 770 дол. за одиницю, усього 4 шт., тобто 3080 дол.; • BMS DEYE BOS-B-PDU-2-A – 1790 дол. за одиницю, усього 4 шт., тобто 7160 дол.; • монтаж гібридних інверторів та акумуляторної сис- теми – 16 800 дол.. Тоді сумарні капітальні витрати на гібридну частину си- стеми становлять: CAPEXhybrid = 13 980 + 116 200 + 3080 + 7160 + 16 800 = 157 220 дол. Одержане значення відображає вартість саме тієї час- тини системи, яка забезпечує резервну та автономну ро- боту гібридної СЕС. Як і в попередньому варіанті, вар- тість фотомодулів у порівнянні не враховується, оскільки фотоелектрична частина для обох архітектур приймається однаковою й не визначає різницю між 180 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика варіантами резервного електропостачання. З технічного погляду прийнята конфігурація забезпечує автономне живлення навантаження потужністю 130 кВт протягом приблизно 6 год, що відповідає типовій тривалості дос- ліджуваних відключень. Водночас така система не є по- вністю автономною в умовах довготривалих блекаутів. Якщо тривалість відключення перевищує розрахунко- вий інтервал, після вичерпання запасу енергії акумуля- торної батареї подальша робота навантаження без до- даткового резервного джерела неможлива. У зв’язку з цим для сценаріїв з тривалими аварійними відключен- нями доцільно розглядати доповнення гібридної СЕС допоміжним генератором, наприклад дизельним гене- ратором потужністю близько 80 кВт, який може або приймати частину навантаження, або забезпечувати пі- дзаряд акумуляторної системи [20–23]. Отже, гібридна СЕС у прийнятій конфігурації забезпечує високу швидко- дію при переході в автономний режим і дозволяє уник- нути витрат пального на коротких та середніх інтервалах відключень, однак її автономність є часово обмеженою запасом енергії АКБ. Саме ця обставина має бути врахо- вана при подальшому порівнянні з мережевою СЕС з га- зогенераторною підтримкою, для якої тривалість авто- номної роботи визначається переважно доступністю пального, а не ємністю накопичувача. Робота гібридної СЕС у разі довготривалих відключень та необхідність допоміжного генератора. Прийнята конфігурація гібридної сонячної електростанції забезпе- чує автономне живлення навантаження потужністю 130 кВт протягом приблизно 6 год за рахунок акумуля- торної системи номінальною ємністю 900,48 кВт·год [20, 21]. Така тривалість автономної роботи відповідає типовим інтервалам відключення електроенергії, що спостерігалися на досліджуваному об’єкті. Водночас у разі довготривалих блекаутів, коли тривалість відклю- чення перевищує розрахунковий 6-годинний інтервал, запасу енергії акумуляторної батареї виявляється недо- статньо для подальшого підтримання навантаження. Отже, у разі тривалих аварійних відключень гібридна СЕС у базовій конфігурації не забезпечує повної енерге- тичної автономності. Після вичерпання запасу енергії в акумуляторній системі живлення навантаження мож- ливе лише за наявності додаткового резервного дже- рела. З практичного погляду таким джерелом доцільно вважати допоміжний дизель-генератор потужністю близько 80 кВт, який може або частково приймати нава- нтаження, або забезпечувати підтримку енергопоста- чання та заряд акумуляторної системи. Для оцінки впливу такого рішення на економіку гібридної СЕС прий- мається спрощений сценарій: упродовж одного місяця допоміжний дизель-генератор використовується у 20 % днів, тобто приблизно 6 діб на місяць, а тривалість його роботи в кожен з цих днів становить 5 год. При цьому середнє завантаження генератора приймається на рівні 50 % від номінальної потужності, тобто PDG,avg = 0,5⋅80 = 40 кВт. Тоді місячний обсяг електроенергії, виробленої допомі- жним дизель-генератором, становить: EDG,month = 6⋅5⋅40 = 1200 кВт·год Для оцінки витрат пального приймається питома ви- трата дизельного генератора: SFCdiesel = 0,28 л/ кВт·год, а ціна дизельного палива – 88,1 грн/л, що відповідає се- редній ціні на дизель на АЗС для дрібного опту. Тоді мі- сячна витрата дизельного палива становить Vdiesel = 1200⋅0,28 = 336 л, а його вартість дорівнює: Costfuel = 336⋅88,1 = 29601,6 грн Для врахування витрат на технічне обслуговування, заміну мастил, фільтрів та супутні сервісні роботи прий- мається надбавка O&M = 15 %, що узгоджується з довідковими оцінками для дизельних генераторних установок [17, 18]. Тоді повні змінні витрати на роботу допоміжного дизель-генератора становлять: Costdiesel+O&M = 29601,6⋅1,15 = 34041,84 грн. Отже, за прийнятого сценарію використання до- поміжного дизель-генератора додаткові місячні експлу- атаційні витрати гібридної СЕС становлять приблизно 34,04 тис. грн. Це означає, що в разі переходу від «чи- стої» гібридної архітектури до схеми «гібридна СЕС + до- поміжний дизель-генератор» система частково втрачає одну зі своїх головних переваг – повну відсутність па- ливної складової під час автономної роботи. З іншого боку, додавання допоміжного генератора суттєво підвищує практичну придатність гібридної СЕС для про- мислових підприємств, оскільки дає змогу розширити межі її автономності за межі 6-годинного інтервалу. Та- ким чином, у коротких і середніх відключеннях електро- постачання гібридна система може працювати виключно за рахунок АКБ, тоді як у разі довготривалих блекаутів її функціонування доцільно розглядати вже як комбіновану схему з додатковим генераторним ре- зервуванням. Отриманий результат показує, що для об’єктів з високими вимогами до безперервності елек- тропостачання «чиста» гібридна СЕС є ефективною лише в межах обмеженої тривалості відключення. У разі погіршення режиму роботи зовнішньої мережі або збільшення тривалості блекаутів така система потребує додаткового резервного джерела, а отже, фактично наближається за своєю структурою до комбінованої ар- хітектури, в якій акумуляторна та генераторна підтримка працюють спільно. Підбір дизельного генератора для гібридної СЕС. Для реалізації допоміжного резервування гібридної СЕС до- цільно прийняти дизель-генератор класу 80 кВт, який за потужністю відповідає задачі часткового прийняття навантаження або підтримання заряду акумуляторної системи в разі довготривалих відключень. Як розрахун- ковий варіант може бути використаний дизель-генера- тор Cummins C110D5 з номінальною потужністю 80 кВт (88 кВт у резервному режимі), технічні параметри якого відповідають вимогам промислового резервного 181 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика електропостачання [24]. Ринкова вартість такого генера- тора на українському ринку становить близько 1,55– 1,67 млн грн, що відповідає приблизно 37–40 тис. дол. залежно від курсу та комплектації [25, 26]. Для подаль- ших розрахунків доцільно прийняти середню оцінку вартості допоміжного дизель-генератора на рівні 39 000 дол. У такому разі, якщо гібридна СЕС допов- нюється резервним дизель-генератором, сумарні капітальні витрати гібридної архітектури зростають на величину вартості генератора та супутнього монтажу, а експлуатаційні витрати починають містити паливну складову, що частково нівелює переваги «чистої» аку- муляторної конфігурації. Порівняння результатів. Отримані результати ро- зрахунків показують, що мережева СЕС з газогенератор- ною підтримкою, гібридна СЕС та гібридна СЕС з до- поміжним дизель-генератором мають різні техніко- економічні переваги залежно від тривалості відклю- чень, характеру навантаження та вимог до безперерв- ності електропостачання (рис. 2). Порівняння цих трьох конфігурацій доцільно виконувати за такими основними критеріями: капітальні витрати, змінні експлуатаційні витрати, тривалість автономної роботи та придатність до роботи з промисловим навантажен- ням. За капітальними витратами найменшу початкову вартість має гібридна СЕС у базовій конфігурації без до- поміжного генератора. Сумарні витрати на два гібридні інвертори, акумуляторну систему, стійки, BMS та мон- таж становлять 157 220 дол. [20–23]. Для мережевої СЕС з газогенераторною підтримкою сукупні капітальні вит- рати на мережевий інвертор, монтаж та газогенератор Generac SG160 становлять 173 920 дол. [16, 19]. Отже, за критерієм початкових інвестицій базова гібридна си- стема є дешевшою приблизно на 16 700 дол., що відповідає близько 9,6 % від вартості мережевого варіанта. Водночас якщо гібридна СЕС доповнюється ре- зервним дизель-генератором потужністю 80 кВт, до її капітальних витрат необхідно додати ще близько 39 000 дол., що збільшує сумарний CAPEX до приблизно 196 220 дол. [24–26]. У такому разі комбінований гібридний варіант уже перевищує за початковою вартістю мережеву СЕС з газогенераторною підтримкою приблизно на 22 300 дол., або майже на 12,8 %. Рис. 2. Порівняння капітальних витрат досліджуваних систем резервного електропостачання За змінними експлуатаційними витратами ситуація є протилежною. Для мережевої СЕС з газогенераторною підтримкою місячні витрати на паливо й технічне обслу- говування резервного газогенератора становлять 70 515,39 грн, а середня змінна собівартість резервної електроенергії дорівнює 7,73 грн/кВт·год [16–18]. Для базової гібридної СЕС паливна складова в межах ро- зрахункової 6-годинної автономності відсутня, тому її поточні змінні витрати є мінімальними. Таким чином, у режимі коротких або середніх відключень, коли запасу енергії акумуляторної системи достатньо, гібридна СЕС має явну перевагу за експлуатаційними витратами, оскільки не потребує споживання пального та пов’яза- ного з ним сервісу. Водночас у разі довготривалих бле- каутів базова гібридна СЕС уже не забезпечує повної ав- тономності, тому виникає потреба в допоміжному 182 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика резервному генераторі (рис. 3). За прийнятого сце- нарію, коли дизель-генератор використовується у 20 % днів місяця по 5 год на день за середнього заванта- ження 40 кВт, додатковий місячний обсяг генерації ста- новить 1200 кВт·год, а експлуатаційні витрати з урахуванням пального та O&M – 34 041,84 грн [17, 18, 24–26. Це означає, що навіть після додавання до- поміжного дизель-генератора комбінована гібридна си- стема зберігає нижчі змінні витрати, ніж мережева СЕС з газогенераторною підтримкою, однак уже втрачає го- ловну перевагу «чистої» акумуляторної архітектури – відсутність паливної складової в автономному режимі. Ключовою відмінністю між варіантами є глибина авто- номності. Мережева СЕС з газогенераторною підтрим- кою забезпечує тривалу автономну роботу за наявності достатнього запасу пального, оскільки її резервна ар- хітектура від початку орієнтована на безперервне підтримання навантаження в ізольованому режимі [16, 19]. Для гібридної СЕС тривалість автономної роботи визначається насамперед ємністю акумуляторної системи. У прийнятій конфігурації запас енергії 900,48 кВт·год забезпечує живлення навантаження 130 кВт протягом приблизно 6 год [20–23]. Отже, гібрид- ний варіант є ефективним для короткочасних та се- редніх відключень, але не може розглядатися як по- вністю автономне рішення для довгих блекаутів без додаткового генераторного резервування. З погляду якості резервування гібридна СЕС має перевагу в швид- кодії переходу в автономний режим. За наявності за- рядженої акумуляторної батареї така система здатна практично безперервно підтримувати електрожив- лення навантаження без паузи, пов’язаної із запуском резервного генератора [15, 20]. Для мережевої СЕС з ге- нераторною підтримкою, навпаки, характерна коротко- часна перерва електроживлення, необхідна для вияв- лення аварійного режиму, запуску генератора та перемикання навантаження [15]. Саме тому для спожи- вачів з критичною вимогою до безперервності техно- логічного процесу гібридна СЕС може бути кращим рішенням у межах своєї часової автономності. Рис. 3. Порівняння місячних експлуатаційних витрат досліджуваних конфігурацій Ще одним важливим аспектом є робота з промисловим навантаженням. Для мережевої СЕС з генераторною підтримкою реактивна складова навантаження та підтримання параметрів локальної мережі значною мірою покладаються на генератор, що полегшує роботу мережевого інвертора [11, 16]. У гібридній СЕС інвертор самостійно виконує функції формування локальної ме- режі, керування батареєю та забезпечення електрожив- лення навантаження, що підвищує вимоги до його ре- жимів роботи в автономному стані [9, 20]. Тому для великих промислових споживачів з вираженою реак- тивною складовою та високими пусковими навантаженнями мережева СЕС з генератором має кращу адаптованість до важких режимів роботи. Таким чином, результати порівняння дають змогу зробити кілька практичних висновків. Базова гібридна СЕС є до- цільною для сценаріїв, у яких переважають короткі та середні відключення, а пріоритетом є швидке ре- зервування, низькі поточні витрати й відсутність спожи- вання пального. Гібридна СЕС з допоміжним дизель-ге- нератором є компромісним варіантом, який розширює межі автономності, але збільшує капітальні та експлуа- таційні витрати і частково зменшує переваги акумуля- торної системи. Мережева СЕС з газогенераторною 183 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика підтримкою є найпридатнішою для умов тривалих і ре- гулярних блекаутів, коли визначальними є необме- женість часу автономної роботи, стійкість до промисло- вого навантаження та стабільність резервного живлення за наявності пального. Аналіз чутливості. Одержані результати техніко-еко- номічного порівняння залежать від низки вихідних при- пущень, серед яких найбільший вплив мають вартість акумуляторної системи, ціна природного газу, ціна ди- зельного палива, тривалість відключень електроенергії та частота використання допоміжного генератора. Саме тому для коректного трактування результатів доцільно виконати аналіз чутливості, який дає змогу оцінити стійкість отриманих висновків за зміни основних тех- нічних та економічних параметрів [27–30]. Першим і найочевиднішим фактором є вартість акумуляторної си- стеми, оскільки саме вона формує домінуючу частку капітальних витрат гібридної СЕС. У прийнятій конфігу- рації вартість акумуляторних модулів, BMS і стійок ста- новить основну частину сумарного CAPEX гібридного варіанта, тому будь-яка зміна вартості батарей прямо впливає на економічну привабливість цього рішення. За оцінками NREL, вартість систем накопичення енергії за- лишається одним з найдинамічніших параметрів, а про- гнозні сценарії демонструють істотну різницю між низь- кою, базовою та високою траєкторіями капітальних витрат [27]. Це означає, що в разі подальшого зниження вартості Li-ion/BESS гібридна архітектура ставатиме де- далі конкурентнішою, особливо для сценаріїв коротких і середніх відключень, де паливна складова відсутня або є мінімальною. Навпаки, за умови здорожчання накопичувачів або у разі необхідності суттєвого збіль- шення ємності АКБ для довшої автономності, перевага гібридної СЕС за CAPEX може бути втрачена [13, 27]. Дру- гим важливим фактором є ціна природного газу, яка безпосередньо визначає змінні витрати мережевої СЕС з газогенераторною підтримкою. Для базового ро- зрахунку прийнято ціну 25,1 грн/Нм³, при якій середня змінна собівартість електроенергії від газогенератора з урахуванням O&M становить 7,73 грн/кВт·год. Однак у реальних умовах ціна природного газу може змінюва- тися під впливом сезонності, міжнародної кон’юнктури, логістичних ризиків і геополітичних чинників. IEA у звітах за 2026 рік прямо вказує, що, попри очікуване зростання пропозиції LNG, ринки природного газу залишаються чутливими до геополітичної напруги, погодних факторів та регіональних дисбалансів, що підтримує ризик ціно- вої волатильності [31]. Відповідно, у разі суттєвого підвищення ціни природного газу змінні витрати мере- жевої СЕС з газогенератором зростатимуть пропор- ційно, а її економічна перевага над дизельними сце- наріями зменшуватиметься. Водночас навіть у такому разі генераторна схема зберігає свою головну пере- вагу – практично необмежену тривалість автономної роботи за наявності пального [28, 31]. Третім фактором є ціна дизельного палива, яка найбільше впливає на комбінований варіант «гібридна СЕС + допоміжний ди- зель-генератор». У базовому сценарії для допоміжного дизельного генератора прийнято використання у 20 % днів місяця по 5 год з середнім завантаженням 40 кВт, що дає місячні витрати на рівні 34,04 тис. грн з урахуван- ням O&M. Водночас саме ціна дизельного палива є од- ним з найменш стабільних параметрів у кризових умо- вах, оскільки вона залежить не лише від світових нафтових ринків, а й від логістики постачання, доступ- ності пального на внутрішньому ринку та режиму по- питу в періоди дефіциту електроенергії. У досліджен- нях, присвячених системам типу PV/diesel/battery, неодноразово показано, що зростання ціни дизеля швидко погіршує економіку генераторної складової та збільшує приведену вартість автономного електропо- стачання [29, 30]. Отже, комбінований гібридний варіант є значно чутливішим до паливної волатильності, ніж «чистий» гібридний варіант, але менш чутливим, ніж система, у якій довготривала автономність повністю забезпечується генератором. Четвертим фактором є тривалість і частота відключень електроенергії, які фак- тично визначають, яка саме архітектура буде доціль- нішою. У межах коротких і середніх відключень гібридна СЕС має суттєву перевагу завдяки відсутності паливної складової, високій швидкодії переходу в ре- зервний режим та нижчим експлуатаційним витратам. Проте зі збільшенням тривалості блекаутів або зростан- ням кількості днів, у які акумуляторна система не всти- гає відновити заряд за рахунок сонячної генерації, гібридний варіант дедалі більше наближається до необ- хідності використання допоміжного генератора. У та- кому разі його економіка змінюється подвійно: по- перше, зростає потреба в паливі; по-друге, при спробі уникнути генератора довелося б збільшувати ємність акумуляторної системи, що призвело б до помітного зростання CAPEX [12, 13, 27]. З погляду методології аналізу гібридних PV/diesel/battery систем, саме три- валість блекаутів і частка годин автономної роботи належать до найчутливіших параметрів у моделюванні таких конфігурацій [29, 30]. П’ятим важливим парамет- ром є частка участі допоміжного дизель-генератора в роботі гібридної СЕС. У базовому сценарії прийнято, що генератор працює лише у 20 % днів місяця, тобто вико- нує допоміжну, а не основну функцію. Проте якщо три- валість або частота блекаутів зростатиме, ця частка може бути збільшена до 30 % і більше, що призведе до відповідного збільшення витрат на пальне та обслуго- вування. Таким чином, комбінована схема «гібридна СЕС + дизель-генератор» є економічно чутливою не лише до ціни пального, а й до частоти переходу системи з акумуляторного режиму в генераторний. Зростання цієї частоти поступово зменшує різницю між комбінова- ним гібридним варіантом і мережею СЕС з постійною ге- нераторною підтримкою, особливо якщо тривалі блека- ути є не винятком, а типовим режимом роботи об’єкта [28–30]. Загалом аналіз чутливості показує, що гібридна СЕС є найчутливішою до вартості акумуляторів і трива- лості відключень, тоді як мережева СЕС з газогенератор- ною підтримкою найчутливіша до ціни природного газу та частки часу автономної роботи генератора. Комбіно- ваний варіант «гібридна СЕС + допоміжний дизель- 184 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика генератор» займає проміжне положення: він знижує ри- зик недостатньої автономності, але водночас поєднує недоліки обох підходів – високу капіталоємність акуму- ляторної системи та появу паливної складової в OPEX. Саме тому остаточний вибір архітектури резервного електропостачання має ґрунтуватися не лише на базо- вому розрахунку, а й на сценарному аналізі можливих змін паливних цін, вартості батарей та реальної трива- лості аварійних відключень. ПОСИЛАННЯ 1. Cissokho, L., & Seck, A. (2019). The productivity cost of power outages for manufacturing small and medium enterprises in Senegal. Economics of Innovation and New Technology. 2. Carlsson, F., Demeke, E., Martinsson, P., & Tesemma, T. (2020). Cost of power outages for manufacturing firms in Ethiopia: A stated preference study. Energy Economics, 88, 104753. 3. Thomas, D., Gupta, S., & Sandler, R. (2022). Measuring downstream supply chain losses due to power outages. PLOS ONE, 17(4), e0266680. 4. Santhoshi, B. K., Kumari, M. S., & Saravanan, B. (2019). Critical review of PV grid-tied inverters. Energies, 12(10), 1921. 5. Lin, Y., Eto, J. H., Johnson, B. B., Flicker, J. D., Lasseter, R. H., Villegas Pico, H. N., Seo, G.-S., Pierre, B. J., & Ellis, A. (2020). Research Roadmap on Grid-Forming Inverters. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory (NREL/TP-5D00-73476). 6. Lyu, X., & Xie, J. (2023). An Overview of Inverter-based Resource Interconnection Standards. Richland, WA: Pacific Northwest National Laboratory (PNNL-35194). 7. IEEE Standards Association. (2018). IEEE Std 1547- 2018: Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces. IEEE. 8. Pohl, E., & McKenna, K. (2024). Interconnection of Distributed Energy Resources in the Indian Context: IEEE 1547-2018 Adaptation for Locally-Appropriate Grid Code Development. National Renewable Energy Laboratory. 9. Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2025). Manual for Hybrid Inverter SUN-14/15/16/18/20K-SG05LP3-EU- SM2. Опис функції V(Q), зокрема порогів Lock-in/Pn 5% та 20%. 10. Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2024). Technical specifications / datasheets for three-phase hybrid inverters. Типовий діапазон напруги мережі 0.85Un– 1.1Un для трифазних гібридних моделей. 11. Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2024). SUN- 120/125/130/135/136K-G01P3-EU-AM8 datasheet. Діапазон напруги 0.85Un–1.1Un; регулювання кое- фіцієнта потужності 0.8 leading…0.8 lagging. 12. Mongird, K., Viswanathan, V., Balducci, P., et al. (2019). Grid-Scale Battery Storage: Frequently Asked Questions. National Renewable Energy Laboratory, NREL/TP-6A20-74426. Визначення потужності, енер- гетичної ємності та тривалості роботи BESS. 13. Cole, W., Frazier, A. W., Augustine, C., et al. (2025). Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage. National Renewable Energy Laboratory, NREL/TP- 6A40-93281. Оцінки капітальних витрат батарейних систем та залежність економіки від тривалості збе- рігання. 14. Reuters. (2026). Reports on continuing damage and instability of Ukraine’s power system caused by attacks on energy infrastructure. Використовується як актуа- льне підтвердження нестабільного стану енергосис- теми України. 15. Cummins Inc. (2014). T-011: Transfer Switch Application Manual. Для open-transition transfer equipment характерна примусова короткочасна пе- рерва живлення під час переходу між джерелами. 16. Generac Power Systems. (n.d.). SG160 \| 14.2 L \| 200 kVA — 50 Hz. Технічні характеристики газогенера- тора, зокрема потужність та витрата природного газу на різних рівнях навантаження. 17. U.S. EPA. (2017). Catalog of CHP Technologies: Section 4. Technology Characterization – Reciprocating Internal Combustion Engines. Типові змінні витрати на експлуатацію та технічне обслуговування газових поршневих установок. 18. EPRI. (n.d.). Installation, Operation and Maintenance Costs for Distributed Generation Technologies. Оцінки експлуатаційних витрат та підходи до врахування O&M для генераторних установок. 19. Generac Ukraine. (n.d.). SG160 газовий трифазний ге- нератор Generac 160 кВт. Комерційна пропозиція постачальника; ціна генератора та додаткові ви- трати на підключення. 20. Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2024). SUN- 60/75/80K-SG02HP3-EU-EM6 datasheet. Технічні ха- рактеристики гібридного інвертора серії SUN- 60/75/80K-SG02HP3-EU-EM6. 21. Deye ESS Technology Co., Ltd. (2025). Installation and Operation Manual for BOS-B Pro-A3. Технічні характе- ристики та структура акумуляторної системи BOS-B Pro-A3. 22. Deye ESS Technology / DEPS. (n.d.). Deye BOS-B Data- sheet / BOS-B-PDU-2. Дані щодо батарейних моду- лів, стійок і високовольтних BMS-модулів системи BOS-B. 23. Deye ESS Technology Co., Ltd. (2025). BOS-B Pro-A3 Series Brochure. Дані щодо масштабованості 185 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика системи та конфігурації до 15 батарейних модулів у кластері/PCS. 24. Cummins Power. (n.d.). C110D5 diesel generator set. Технічні характеристики дизель-генератора потуж- ністю 80/88 кВт. 25. PlusEnergy. (n.d.). Дизельний генератор Cummins Power C110 D5 (80 кВт). Комерційна пропозиція пос- тачальника; ціна близько 1,55 млн грн. 26. Generator.ua. (n.d.). Генератор Cummins C110 D5 \| 80/88 кВт. Комерційна пропозиція постачальника; ціна близько 1,67 млн грн. 27. Cole, W., Frazier, A. W., Augustine, C., et al. (2025). Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage. National Renewable Energy Laboratory, NREL/TP- 6A40-93281. Оцінка сценаріїв вартості BESS та їх впливу на економіку систем накопичення енергії. 28. Ericson, S. J., & Olis, D. R. (2019). A Comparison of Fuel Choice for Backup Generators. National Renewable Energy Laboratory. Порівняння генераторних сцена- ріїв і впливу паливного чинника на економіку резер- вного електропостачання. 29. Aziz, A. S., Khatib, T., Othman, I. B., & Elmenreich, W. (2019). Energy management and optimization of a PV/diesel/battery hybrid power system using combined dispatch strategy. Sustainability, 11(3), 683. Аналіз чутливості гібридних PV/diesel/battery систем до вартості пального та режимів роботи. 30. Sari, A., et al. (2022). New optimized configuration for a hybrid PV/diesel generator/battery renewable energy system. Energy Reports, 8, 13108–13129. Ана- ліз впливу варіацій техніко-економічних параметрів на оптимальну конфігурацію PV/diesel/battery сис- теми. 31. International Energy Agency (IEA). (2026). Gas Market Report, Q2-2026 / Gas Market Report, Q1-2026. Оці- нка волатильності ринку природного газу та чинни- ків цінової нестабільності. 186 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика УДК 621.311.61 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2026.2(85).174-196 TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT Received May 10, 2026; accepted Jun. 26, 2026 Available online June. 30, 2026 Stepenko V. Author for correspondence: Stepenko Vasyl, e-mail: stepenko.vasiliy@lll.kpi.ua Abstract. Given the growing need of industrial enterprises for uninterrupted electricity supply under unstable grid conditions, this paper presents a technical and economic comparison of a grid-connected solar power plant with generator support and a hybrid solar power plant with battery energy storage. The study considers the operating features of both architectures in islanded mode, their strengths and weaknesses, as well as the limitations that arise when supplying industrial loads. Particular attention is paid to differences in the structure of capital and operating costs, duration of autonomous operation, the role of the generator as a source of reference voltage and frequency for grid- following inverters, and the limitations of hybrid inverters during long-duration blackouts. An industrial printing house with a relatively stable load profile is used as a case study. For the grid-connected solar power plant with gas-generator support, natural gas consumption, the cost of backup electricity, and capital expenditures for the inverter and generator parts of the system are calculated. For the hybrid solar power plant, a configuration based on two hybrid inverters with a total capacity of 160 kW and a battery energy storage system with a nominal capacity of 900 kWh is selected. In addition, a scenario involving the use of an auxiliary diesel generator for the hybrid solar power plant during long-duration outages is considered. The comparison made it possible to determine the conditions under which each of the studied architectures is more suitable for the backup power supply of an industrial enterprise. Keywords: grid-connected solar power plant, hybrid solar power plant, gas generator, diesel generator, battery energy storage system, autonomous operation, backup power supply, technical and economic comparison, industrial load, capital expenditures, operating expenditures. Abbreviations SPP — solar power plant PV — photovoltaic system BESS — Battery Energy Storage System PCS — Power Conversion System BMS — Battery Management System O&M — Operations and Maintenance CAPEX — Capital Expenditures OPEX — Operating Expenditures SFC — Specific Fuel Consumption, L/kWh or Nm³/kWh DoD — Depth of Discharge PF — Power Factor THD — Total Harmonic Distortion ATS — Automatic Transfer Switch AVR — Automatic Voltage Regulator GFL — Grid-Following Inverter GFM — Grid-Forming Inverter PCC — Point of Common Coupling LCOE — Levelized Cost of Energy NPV — Net Present Value IRR — Internal Rate of Return CO₂ — carbon dioxide kW / kWh / kVA — kilowatt / kilowatt-hour / kilovolt- ampere Nm³ — normal cubic meter of natural gas Introduction. Uninterrupted power supply for industrial enterprises under current conditions of unstable operation of electrical grids is a critical prerequisite for maintaining productivity, the stability of technological processes, and the economic efficiency of production [1–3]. Power out- ages lead not only to direct losses of electrical energy, but also to equipment downtime, reduced output, disruption of production cycles, and additional operating costs [1–3]. At the same time, as the requirements for power supply re- liability increase, the use of solar power plants (SPPs) is be- coming increasingly important for enterprises, as they al- low partial or substantial reduction of electricity costs and enhance the energy independence of the facility [4,5]. Un- der conditions of an unstable external grid, the issue of en- suring SPP operation not only in grid-connected mode, but also in backup or autonomous power supply mode Ph.D. student https://orcid.org/0009-0001-5701-533X Institute of Renewable Energy, NAS of Ukraine, Kyiv, Ukraine 187 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика becomes particularly relevant. In practice, two main ap- proaches are used for this purpose. The first involves the use of a grid-connected solar power plant with generator support, in which the generator forms the reference volt- age and frequency during external grid outages, thereby enabling the operation of grid-following inverters in a local mode [6–8]. The second approach is based on the use of a hybrid solar power plant, in which a hybrid inverter and a battery energy storage system provide load backup and im- prove the flexibility of the facility’s energy supply [4,5]. For systems based on grid-following inverters, it is essential that they do not form the grid independently, but require an external source of reference voltage and frequency. Therefore, in autonomous operation schemes without bat- tery support, a generator is typically used as the reference source, providing inverter synchronization and maintaining the energy balance in islanded mode [6–8]. The practical feasibility of such a topology for an industrial printing facil- ity is confirmed by calculation results demonstrating the advisability of using a gas generator as a backup source for a grid-connected SPP due to lower operating costs com- pared with a diesel-based alternative. At the same time, hy- brid solar power plants with battery storage are considered an alternative to generator-based backup, since they pro- vide rapid switching to autonomous mode, the possibility of storing surplus solar energy, and reduced dependence on the fuel component. However, such systems are charac- terized by higher initial capital costs, and their economic feasibility depends to a large extent on battery cost, oper- ating conditions, and the frequency of power outages. Therefore, for enterprises considering the implementation of backup power supply based on solar generation, the choice between two technical solutions remains relevant: a grid-connected SPP with generator support and a hybrid SPP. Analysis of Previous Studies and Problem Statement. The problem of ensuring a reliable power supply for industrial consumers under conditions of an unstable external grid is widely discussed in the scientific literature. Studies show that power outages significantly affect enterprise produc- tivity, cause economic losses, and reduce the efficiency of production processes, especially for small and medium- sized manufacturing facilities that are sensitive to equip- ment downtime and disruptions of technological cycles [1– 3]. A separate line of research is devoted to “PV + genera- tor” systems, in which a solar power plant operates jointly with a backup generator during disturbances in the exter- nal grid. Such solutions are regarded as a practical means of improving power supply reliability, reducing fuel con- sumption, and partially replacing conventional generation with solar energy. The main focus is on minimizing fuel costs and optimizing the structure of grid-connected solar power plants based on photovoltaic generation with gener- ator support [4–6]. At the same time, a considerable num- ber of studies concerns “PV + battery” systems, in which power supply backup is achieved by means of battery stor- age, while autonomous operation is provided through the joint operation of photovoltaic modules, the battery system, and the inverter. Such systems are characterized by greater flexibility of energy flow control, the possibility of storing surplus solar generation, and rapid transition to au- tonomous mode. At the same time, their economic effi- ciency depends significantly on battery cost, charge-dis- charge cycle life, and operating conditions [4,7]. For grid- following inverters, it is essential that they belong to the grid-following class and cannot independently form a refer- ence voltage and frequency in an islanded network. There- fore, for their operation in autonomous mode, an external source performing the grid-forming function is required. Such requirements for the interconnection of distributed energy resources and the general criteria for their interac- tion with the electric power system are defined by IEEE 1547-2018 and modern review papers on inverter-based resources [5,6,8]. Despite the existence of numerous stud- ies on “PV + generator” and “PV + battery” systems, applied technical and economic comparison of these two ap- proaches for a specific industrial enterprise remains insuf- ficiently covered. In most papers, the focus is placed either on optimization of an individual configuration or on general issues of integrating inverter-based resources, without a detailed comparison of capital costs, operating costs, and the practical feasibility of different backup power supply ar- chitectures for facilities with a real load profile. In this re- gard, the objective is to perform a technical and economic comparison of two backup power supply solutions for an industrial enterprise: a grid-connected solar power plant with gas-generator support and a hybrid solar power plant with battery energy storage. The base case is a grid-con- nected SPP with a gas generator, the parameters of which are determined on the basis of a real industrial printing house case study, while the alternative case is represented by a hybrid SPP for which a separate calculation is per- formed. The purpose of such a comparison is to determine the conditions under which each architecture is more ap- propriate from both technical and economic perspectives. Grid-Connected SPP with Gas-Generator Support. As the first comparison object, a grid-connected solar power plant with gas-generator support is considered, intended for the power supply of an industrial enterprise under conditions of an unstable external grid. Under normal operating con- ditions, the solar power plant operates in parallel with the grid, and the grid-following inverters are synchronized with the voltage and frequency at the point of common cou- pling. The energy generated by the photovoltaic modules is used to partially cover the facility load, thereby reducing electricity consumption from the external grid and lowering operating costs [4], [7]. In the event of voltage loss in the external grid, the gas generator performs the function of the reference voltage and frequency source. After startup and stabilization at nominal parameters, the grid-following inverters synchronize with the locally formed network cre- ated by the generator and continue operating in islanded mode. Such a scheme makes it possible to combine solar generation with a backup power source without using bat- tery storage [5–7]. The power balance in such a system is determined by the relationship between the current enter- prise load and the generation of the solar power plant. 188 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика During periods of sufficient solar activity, part of the load is covered by the SPP, while the remaining part is supplied by the gas generator. When solar generation decreases, the share of power supplied by the generator increases accord- ingly. Thus, in such a topology, the gas generator performs not only a backup function, but also ensures the stability of the local grid parameters necessary for the operation of the grid-following inverters [5], [6], [8]. A distinctive feature of this configuration is its relatively simple structure and the absence of a battery subsystem, which reduces initial capi- tal costs and simplifies the implementation of a backup power supply. At the same time, such a scheme depends on fuel availability, generator operating mode, its fuel char- acteristics, and the permissible level of partial loading. The economic efficiency of the system is largely determined by the cost of the fuel component, generator maintenance costs, and the duration of autonomous operation periods. Hybrid SPP. The second comparison object is a hybrid solar power plant consisting of photovoltaic modules, a hybrid inverter, a battery energy storage system, the external grid, and the enterprise load. Unlike a grid-connected SPP with generator support, such a configuration is capable of providing an autonomous power supply by means of en- ergy stored in the batteries and controlled distribution of power flows among the sources. Under normal operating conditions, the hybrid system can simultaneously supply the enterprise load, charge the batteries, and, when an ap- propriate control algorithm is available, interact with the external grid. During periods of sufficient solar generation, part of the energy is directly consumed by the load, while the surplus is directed to charging the battery system. In the event of insufficient generation or during a grid outage, the load is supplied from the batteries through the hybrid inverter. A key advantage of such a topology is the possibil- ity of rapid transition to backup or autonomous mode with- out the need to start a generator and without fuel con- sumption. In addition, the battery system allows more complete use of the energy generated by the solar power plant, reducing energy losses or generation curtailment. At the same time, a hybrid SPP is characterized by higher cap- ital costs, while its economic feasibility depends on battery cost, battery lifetime, allowable depth of discharge, and op- erating conditions [4], [5]. From a technical perspective, the hybrid configuration is more flexible, since it combines gen- eration, storage, and power conversion functions within a single control system. Therefore, comparison of a hybrid SPP with a grid-connected SPP using a gas generator as a backup source makes it possible to assess the advantages and limitations of two different approaches to ensuring re- liable power supply for an industrial facility. Comparative Characteristics of Grid-Connected and Hy- brid Solar Power Plants under Autonomous Operation. Grid-connected and hybrid solar power plants differ pri- marily in the principle of supplying the load in the event of loss of the external grid. Under normal conditions, a grid- connected solar power plant operates in parallel with the grid and uses it as the source of reference voltage and fre- quency (Fig. 1). If the voltage disappears, continued operation of such a system requires an external source ca- pable of forming a local grid, i.e., a backup generator. A hy- brid solar power plant, by contrast, combines generation, conversion, and energy storage functions, enabling it to supply the load in autonomous mode by means of a battery system and an inverter capable of maintaining local grid pa- rameters [5], [6]. One of the main advantages of a grid-con- nected SPP is its relatively simple structure and the lower initial cost of the inverter part. High-power grid-following inverters are characterized by high efficiency, wide power factor control capability, and operation without a battery subsystem. For three-phase grid-connected inverters in the 120–136 kW class, the manufacturer Deye specifies a power factor adjustment range of 0.8 leading to 0.8 lagging, meaning that the inverter is capable of substantial reactive power exchange within its apparent power range [11]. This is important for industrial enterprises, where the load often includes electric motors, compressors, pumps, machine tools, and other equipment with a noticeable reactive com- ponent. In autonomous operation of a grid-connected SPP with generator support, a significant share of the reactive power requirements is effectively assigned to the genera- tor, which simplifies the operation of the grid-following in- verter as a source of active solar generation. A hybrid SPP, in turn, has a different functional logic. The hybrid inverter must not only convert energy from the photovoltaic mod- ules, but also manage battery charging and discharging, form a local grid in autonomous mode, and maintain power supply parameters within permissible limits. This makes such a system more versatile but, at the same time, more sensitive to the load regime. In Deye technical documenta- tion for hybrid inverters, it is stated that the reactive power control function through V(Q) has limitations associated with the level of active power, and in a number of models, the reactivation threshold of the V(Q) mode is set at 20% of rated power [9]. Therefore, when operating with industrial loads, where a significant reactive component is present in autonomous mode, the capabilities of the hybrid inverter may become one of the determining limitations. This is es- pecially important under conditions where the grid is ab- sent and full responsibility for maintaining voltage and fre- quency lies with the inverter and the battery system. Another fundamental difference concerns the cost struc- ture of the two solutions. In a grid-connected SPP, the lower cost is achieved through the use of a less expensive grid-following inverter and the absence of a battery system. At the same time, such a configuration requires the instal- lation of a backup generator, fuel infrastructure, and the associated maintenance costs. In a hybrid SPP, by contrast, a significant share of capital expenditures is formed pre- cisely by the hybrid inverter and the battery system. Ac- cording to NREL estimates, the cost of battery systems de- pends substantially on storage duration, while BESS capital expenditures per kWh increase as the required energy ca- pacity of the system rises [13]. Therefore, although a hybrid SPP makes it possible to avoid fuel costs, its initial cost in most cases is significantly higher than that of a grid-con- nected SPP with generator support. The capacity of the bat- tery system in a hybrid SPP effectively determines the 189 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика duration of autonomous operation. According to NREL, the discharge duration of an energy storage system is deter- mined by the ratio between its energy capacity and the load power: for example, a battery system with a power rating of 1 MW and a usable capacity of 4 MWh can provide ap- proximately 4 hours of operation at rated power [12]. For an industrial enterprise, this means that increasing the re- quired backup duration necessitates a direct increase in battery capacity and, consequently, in its cost. In the case of a prolonged blackout, if the stored energy in the battery is depleted faster than it can be restored by solar genera- tion, the production process may be interrupted. In con- trast, a system with generator support is capable of oper- ating autonomously as long as fuel is available and the generator remains technically operable. Fig. 1. Schematic diagrams of the studied backup power supply architectures for the enterprise A separate practical problem for inverter-based systems in Ukraine is operation under unstable voltage conditions af- ter the restoration of centralized power supply. Due to large-scale damage to energy infrastructure and overloads in certain sections of the grid after blackouts, undervoltage conditions and unstable power supply may occur; these are officially recognized as consequences of attacks on the power system and its emergency recovery operating mode [14]. Both grid-following and hybrid inverters have manu- facturer-specified permissible voltage limits; for the three- phase Deye models considered here, the typical operating range is 0.85Un–1.1Un [10], [11]. In the event of a signifi- cant voltage sag, inverter equipment may fail to enter nor- mal grid-connected operation until the parameters are re- stored to acceptable limits. From an engineering standpoint, excessive lowering of protection thresholds solely for the purpose of forced startup under weak-grid conditions is undesirable, since it worsens operating condi- tions for both the inverter itself and the connected electri- cal equipment. At the same time, a grid-connected SPP with generator support has another specific disadvantage: following a sudden loss of the external grid, a certain amount of time is required to detect the emergency condi- tion, start the generator, allow it to reach nominal fre- quency and voltage, and then transfer the load to the backup source. Cummins technical documentation indi- cates that open-transition automatic transfer schemes in- herently involve a forced short-term interruption of power supply during transfer between sources [15]. For many en- terprises, such a delay is acceptable; however, for facilities with continuous production processes, sensitive lines, or strict requirements for process continuity, even a short in- terruption may be critical. In this respect, a hybrid SPP has an advantage, since, provided that the battery has suffi- cient charge, it can ensure virtually uninterrupted supply of critical loads without waiting for a separate generator to start. Thus, a grid-connected SPP with generator support is more attractive in terms of implementation simplicity, lower initial investment, and the possibility of long-dura- tion autonomous operation provided fuel is available. A hy- brid SPP, in turn, ensures faster transition to autonomous mode, better controllability of energy flows, and the 190 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика possibility of fuel-free load support, but requires signifi- cantly higher capital expenditures, careful selection of bat- tery capacity, and consideration of inverter technical limi- tations when operating with industrial loads. For this reason, the choice between these two architectures should be based not only on equipment cost, but also on the na- ture of the load, blackout duration, process continuity re- quirements, and acceptable operational risks. Calculation for the Grid-Connected SPP with Gas-Generator Support. For further comparison, the base-case option is taken to be a grid-connected solar power plant with gas-gen- erator support, intended for backup power supply of an in- dustrial enterprise under conditions of an unstable external grid. The basis for the calculation is a real case study of an industrial printing house with a relatively stable load profile, for which daily energy balances of facility consumption, SPP generation, and backup source operation have already been established. The system under study includes a photovoltaic plant based on a Deye SUN-135K-G03 grid-following inverter and Longi Solar LR8-66HGD 610M modules with a total in- stalled capacity of 159.82 kW. As the backup source for the comparative calculation, a Generac SG160 gas generator with a nominal power of about 160 kW is adopted; its param- eters are comparable to those of the backup generator pre- viously used at the facility [16]. Under normal operating con- ditions, the enterprise load is partially covered by solar generation, while the power deficit is compensated by elec- tricity from the external grid. During a blackout, the gas gen- erator performs the function of the reference voltage and frequency source, enabling the grid-following inverter to op- erate in islanded mode. The instantaneous active power bal- ance in such a system is described by the relationship Pgen(t)=Pload(t)−PSPP(t), where Pgen(t) – is the active power of the generator, Pload(t) – is the enterprise load power, and PSPP(t) – is the power supplied by the solar power plant. As an illustrative example, the day 02.05.2025 is considered, for which the daily facility consumption amounted to 2824.399 kWh, SPP generation was 1117.5 kWh, consumption from the grid was 1024.14 kWh, and the energy that, in the base case, was covered by the backup generator amounted to 682.76 kWh. This value was taken as the required amount of electricity to be supplied by the gas generator for the se- lected day. For the Generac SG160 gas generator, in the par- tial load range of 40–50%, the average specific natural gas consumption is taken as SFCgas=0.28 Nm3/kWh, which corre- sponds to the technical characteristics of the unit and the adopted fuel-efficiency evaluation methodology [16]. Then, the daily natural gas consumption is determined as Vgas=Egen⋅SFCgas, where Egen is the electricity generated by the generator during the day. For 02.05.2025, we obtain Vgas=682.76⋅0.28=191.17 Nm3. At the average purchase price of natural gas for the enterprise, Cgas=25.1 UAH/Nm3, the daily fuel cost is Costfuel=191,17⋅25,1=4798,37. Accordingly, the fuel cost of 1 kWh of electricity generated by the gas gen- erator is Cfuel= 4798,37 682.76 =7,03 UAH/kWh. To move from the daily example to an aggregate monthly indicator, the total amount of electricity covered by the generator during the month of May was used. For the facility under study, this value amounts to 9121.37 kWh. Accordingly, the monthly natural gas consumption is Vgas,month=9121.37⋅0.28=2553.98 Nm3, and the monthly fuel cost is Costfuel,month=2553.98⋅25.1=64104.90 UAH. The aver- age fuel cost of electricity on a monthly basis remains at the same level: Cfuel,month= 64104.90 9121.37 =7.03 UAH/kWh. In addition to fuel cost, generator operation requires consideration of maintenance costs, scheduled service, replacement of con- sumables, and related operating expenses. For gas recipro- cating units, an O&M adder of 10% is used in the calculation, consistent with reference estimates for gas generator instal- lations [17], [18]. Taking this adder into account, the total variable cost of electricity production is defined as Cgas+O&M=Cfuel⋅(1+kO&M), where kO&M=0.10. Thus, we obtain Cgas+O&M=7.03⋅1.10=7.73 UAH/kWh. On a monthly basis, the total fuel and maintenance costs amount to Cost- gas+O&M=64104.90⋅1.10=70515.39 UAH, which corresponds to an average specific electricity cost of 70515.39 9121.37 =7.73 UAH/kWh. The obtained results show that a grid-connected SPP with gas-generator support provides a relatively low variable cost of backup electricity compared to traditional diesel-based scenarios, especially under condi- tions of long or frequent grid outages. At the same time, the main factors determining the economics of such a solution are the specific natural gas consumption, market fuel price, duration of autonomous operation, and the share of the load covered by solar generation. It is therefore advisable to use this option as the base case for further comparison with a hybrid solar power plant. Capital Expenditures for the Grid-Connected SPP with Gas-Generator Support. For the technical and economic comparison of a grid-connected SPP with gas-generator support and a hybrid SPP, it is advisable to separately ac- count for the capital costs of the equipment that creates the difference between these two architectures. Since the same photovoltaic part is assumed for both options, the cost of PV modules is not included in the subsequent com- parison. This approach makes it possible to focus specifi- cally on the differences between the inverter topology, generator support, and the battery energy storage system. For the grid-connected option, a three-phase Deye SUN- 135K-G03 inverter rated at 135 kW is adopted, correspond- ing to the configuration of the studied facility [11]. The technical characteristics of the Generac SG160 gas genera- tor are adopted according to the manufacturer’s specifica- tion [16], while the market price used in the calculations is based on a supplier’s commercial offer [19]. For further cal- culations, the cost of the grid-following inverter is taken as USD 4,220, while the cost of its installation and connection is taken as USD 2,700. As the backup power source, a Gen- erac SG160 gas generator with a capacity of about 160 kW and a cost of USD 167,000 is adopted [16], [19]. Thus, the total capital expenditures for the key equipment of the grid-connected SPP with gas-generator support amount to CAPEXgrid+gen=4220+2700+167000=173920 USD. This value represents the cost of precisely the part of the system that ensures reserve and autonomous operation of the grid- 191 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика connected SPP. The cost of PV modules and associated pho- tovoltaic infrastructure is not taken into account, since it is the same for both compared options and therefore does not affect the difference between their technical and eco- nomic indicators. Calculation for the Hybrid SPP. As an alternative backup power supply option, a hybrid solar power plant is consid- ered, intended to supply a separate portion of the enter- prise load comparable to the power of the previously in- stalled grid-connected solar power plant. For the calculation, it is assumed that a load with an average active power of 130 kW is transferred to the hybrid subsystem, and that the required autonomous operating time during an outage of the external grid is 6 hours. As the power con- version part of the system, two Deye SUN-80K-SG02HP3- EU-EM6 hybrid inverters connected in parallel are adopted, providing a total installed capacity of 160 kW. Such a con- figuration creates a power reserve relative to the design load and corresponds to the technical capabilities of invert- ers of this class [20]. The required usable energy of the bat- tery system is determined as the product of the load power and the autonomous operating duration: Eusable=Pload⋅taut, thus, Eusable=130⋅6=780 kWh. To cover this requirement, a battery system with a nominal capacity of 900 kWh is adopted. It is formed on the basis of DEYE BOS-B Pro-A3 lithium iron phosphate modules with a capacity of 16.08 kWh each. The total number of battery modules is 56, which provides a total nominal capacity of EBESS=56⋅16.08=900.48 kWh. The battery system is imple- mented on four racks using the corresponding high-voltage BMS modules. Such an architecture corresponds to the modular logic of the BOS-B Pro-A3 system, for which the manufacturer provides an industrial-scale configuration with battery modules, racks, and high-voltage control units [21–23]. For further calculations, the following capital costs of the hybrid system equipment are adopted: • Deye SUN-80K-SG02HP3-EU-EM6 hybrid inverter — USD 6,990 per unit, 2 units in total, i.e. USD 13,980; • DEYE BOS-B Pro-A3 16.08 kWh battery module — USD 2,075 per unit, 56 units in total, i.e. USD 116,200; • battery rack — USD 770 per unit, 4 units in total, i.e. USD 3,080; • DEYE BOS-B-PDU-2-A BMS — USD 1,790 per unit, 4 units in total, i.e. USD 7,160; • installation of hybrid inverters and the battery system — USD 16,800. Thus, the total capital expenditures for the hybrid part of the system amount to CAPEXhy- brid=13980+116200+3080+7160+16800=157220 USD. This value reflects the cost of precisely the part of the system that ensures reserve and autonomous operation of the hy- brid SPP. As in the previous case, the cost of PV modules is not included in the comparison, since the photovoltaic part is assumed to be identical for both architectures and does not determine the difference between the backup power supply options. From the technical point of view, the adopted configuration provides autonomous supply of a 130 kW load for approximately 6 hours, which corresponds to the typical duration of the outages under study. At the same time, such a system is not fully autonomous under long-duration blackouts. If the outage duration exceeds the design interval, after depletion of the battery energy re- serve, further operation of the load without an additional backup source becomes impossible. Therefore, for scenar- ios with long emergency outages, it is advisable to consider supplementing the hybrid SPP with an auxiliary generator, for example, a diesel generator with a capacity of about 80 kW, which can either take part of the load or provide charg- ing support for the battery system [20–23]. Thus, in the adopted configuration, the hybrid SPP ensures fast transition to autonomous mode and makes it possible to avoid fuel consumption during short and medium-dura- tion outages; however, its autonomy is time-limited by the available battery energy reserve. This circumstance should be taken into account in the subsequent comparison with a grid-connected SPP with gas-generator support, for which the duration of autonomous operation is determined pri- marily by fuel availability rather than by storage capacity. Operation of the Hybrid SPP During Long-Duration Out- ages and the Need for an Auxiliary Generator. The adopted configuration of the hybrid solar power plant en- sures autonomous supply of a 130kW load for approxi- mately 6 hours due to a battery system with a nominal ca- pacity of 900.48 kWh [20], [21]. This duration of autonomous operation corresponds to the typical outage intervals observed at the studied facility. At the same time, in the event of long-duration blackouts, when the outage duration exceeds the design 6-hour interval, the battery en- ergy reserve becomes insufficient to continue supporting the load. Thus, in the case of prolonged emergency out- ages, the hybrid SPP in its basic configuration does not pro- vide full energy autonomy. After depletion of the energy reserve in the battery system, load supply is only possible in the presence of an additional backup source. From a practical point of view, such a source may be an auxiliary diesel generator with a capacity of about 80 kW, which can either partially take over the load or provide support for power supply and charging of the battery system. To assess the effect of such a solution on the economics of the hybrid SPP, a simplified scenario is adopted: during one month, the auxiliary diesel generator is used on 20% of the days, i.e. approximately 6 days per month, and its operating time on each of these days is 5 hours. The average generator loading is assumed to be 50% of nominal power, i.e. PDG avg=0.5⋅80=40 kWh. Then the monthly electricity output of the auxiliary diesel generator is: EDGmonth=6⋅5⋅40=1200 kWh. For fuel cost as- sessment, the specific fuel consumption of the diesel gen- erator is taken as SFCdiesel=0.28 L/kWh and the diesel fuel price is taken as UAH 88.1/L, corresponding to the average diesel price at filling stations for small wholesale purchases. Then the monthly diesel fuel consumption is 192 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика Vdiesel=1200⋅0.28=336 L, and its cost is Costfuel=336⋅88.1=29601,6 UAH. To account for mainte- nance costs, oil and filter replacement, and related service operations, an O&M adder of 15% is adopted, consistent with reference estimates for diesel generator installations [17], [18]. Thus, the total variable operating costs of the auxiliary diesel generator are: Costdiesel+O&M=29601.6⋅1.15=34041.84 UAH. Accordingly, under the adopted scenario of auxiliary diesel generator use, the additional monthly operating costs of the hybrid SPP amount to approximately UAH 34.04 thou- sand. This means that, when moving from a “pure” hybrid architecture to a “hybrid SPP + auxiliary diesel generator” configuration, the system partially loses one of its key ad- vantages — the complete absence of a fuel component dur- ing autonomous operation. On the other hand, the addition of an auxiliary generator significantly increases the practi- cal suitability of the hybrid SPP for industrial enterprises, since it extends its autonomy beyond the 6-hour interval. Thus, during short and medium-duration outages, the hy- brid system may operate entirely on battery storage, whereas in the case of prolonged blackouts, its operation should be regarded as a combined scheme with additional generator-based backup. The obtained result shows that, for facilities with high requirements for continuity of power supply, a “pure” hybrid SPP is effective only within a limited outage duration. When the operating conditions of the ex- ternal grid deteriorate or blackout duration increases, such a system requires an additional backup source and there- fore in fact approaches a combined architecture in which battery and generator support operate jointly. Selection of a Diesel Generator for the Hybrid SPP. For im- plementation of auxiliary backup for the hybrid SPP, it is ad- visable to adopt an 80 kW-class diesel generator, whose ca- pacity corresponds to the task of partial load supply or battery charging support during long-duration outages. As a design option, a Cummins C110D5 diesel generator with a nominal capacity of 80 kW (88 kW in standby mode) may be used; its technical parameters meet the requirements of industrial backup power supply [24]. The market cost of such a generator on the Ukrainian market is about UAH 1.55–1.67 million, which corresponds to approximately USD 37–40 thousand, depending on the exchange rate and configuration [25], [26]. For further calculations, it is advis- able to adopt an average estimated cost of the auxiliary die- sel generator at the level of USD 39000. In this case, if the hybrid SPP is supplemented with a backup diesel generator, the total capital expenditures of the hybrid architecture in- crease by the cost of the generator and associated installa- tion works, while the operating costs begin to include a fuel component, which partially offsets the advantages of the “pure” battery-based configuration. Comparison of Results. The obtained calculation results show that a grid-connected SPP with gas-generator sup- port, a hybrid SPP, and a hybrid SPP with an auxiliary diesel generator have different technical and economic ad- vantages depending on outage duration, load characteristics, and continuity-of-supply requirements (Fig. 2). It is advisable to compare these three configura- tions using the following main criteria: capital expendi- tures, variable operating costs, duration of autonomous op- eration, and suitability for supplying industrial loads. In terms of capital expenditures, the lowest initial cost is ob- served for the hybrid SPP in its basic configuration without an auxiliary generator. The total costs of two hybrid invert- ers, the battery system, racks, BMS modules, and installa- tion amount to USD 157,220 [20–23]. For the grid-con- nected SPP with gas-generator support, the total capital expenditures for the grid-following inverter, installation, and the Generac SG160 gas generator amount to USD 173,920 [16], [19]. Thus, according to the initial investment criterion, the basic hybrid system is approximately USD 16,700 cheaper, which corresponds to about 9.6% of the cost of the grid-connected option. At the same time, if the hybrid SPP is supplemented with an 80kW backup diesel generator, its capital expenditures increase by about USD 39,000, bringing the total CAPEX to approximately USD 196,220 [24–26]. In this case, the combined hybrid option already exceeds the initial cost of the grid-connected SPP with gas-generator support by approximately USD 22,300, or nearly 12.8%.In terms of variable operating costs, the sit- uation is the opposite. For the grid-connected SPP with gas- generator support, the monthly fuel and maintenance costs of the backup gas generator amount to UAH 70,515.39, while the average variable cost of backup electricity is UAH 7.73/kWh [16–18]. For the basic hybrid SPP, the fuel com- ponent is absent within the design 6-hour autonomy inter- val, so its current variable operating costs are minimal. Thus, in the case of short or medium-duration outages, when the energy reserve of the battery system is sufficient, the hybrid SPP has a clear advantage in terms of operating costs, since it does not require fuel consumption or the as- sociated service operations. At the same time, during long- duration blackouts, the basic hybrid SPP no longer provides full autonomy, and therefore an auxiliary backup generator becomes necessary (Fig. 3). Under the adopted scenario, in which the diesel generator is used on 20% of the days of the month for 5 hours per day at an average load of 40 kW, the additional monthly electricity generation amounts to 1200 kWh, while the operating costs, including fuel and O&M, amount to UAH 34,041.84 [17], [18], [24–26]. This means that even after the addition of an auxiliary diesel generator, the combined hybrid system retains lower vari- able costs than the grid-connected SPP with gas-generator support; however, it already loses the main advantage of the “pure” battery-based architecture, namely the absence of a fuel component during autonomous operation. The key difference between the options lies in the depth of auton- omy. A grid-connected SPP with gas-generator support en- sures long-duration autonomous operation provided that sufficient fuel reserves are available, since its backup archi- tecture is initially oriented toward continuous load support in islanded mode [16], [19]. For a hybrid SPP, the duration of autonomous operation is determined primarily by the capacity of the battery system. In the adopted configura- tion, the energy reserve of 900.48 kWh ensures the supply 193 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика of a 130kW load for approximately 6 hours [20–23]. There- fore, the hybrid option is effective for short and medium- duration outages, but cannot be considered a fully autono- mous solution for long blackouts without additional gener- ator backup. From the standpoint of backup quality, the hy- brid SPP has an advantage in the speed of transition to autonomous mode. If the battery is sufficiently charged, such a system can provide virtually uninterrupted power supply to the load without the interruption associated with the startup of a backup generator [15], [20]. For a grid-con- nected SPP with generator support, by contrast, a short- term interruption of power supply is typical, as it is required to detect the emergency condition, start the generator, and transfer the load [15]. For this reason, for consumers with critical requirements for continuity of technological pro- cesses, a hybrid SPP may be the preferable solution within the limits of its available backup duration. Another im- portant aspect is operation with industrial loads. In a grid- connected SPP with generator support, the reactive com- ponent of the load and the maintenance of local grid pa- rameters are largely assigned to the generator, which facil- itates the operation of the grid-following inverter [11], [16]. In a hybrid SPP, the inverter independently performs the functions of local grid formation, battery control, and power supply to the load, which imposes higher require- ments on its operating modes in autonomous conditions [9], [20]. Therefore, for large industrial consumers with a pronounced reactive component and high inrush loads, a grid-connected SPP with a generator is better adapted to severe operating conditions. Thus, the comparison results allow several practical conclusions to be drawn. The basic hybrid SPP is advisable for scenarios dominated by short and medium-duration outages, where fast backup transi- tion, low current operating costs, and the absence of fuel consumption are the main priorities. A hybrid SPP with an auxiliary diesel generator is a compromise solution that ex- tends the autonomy limits, but increases both capital and operating costs and partially reduces the advantages of the battery system. A grid-connected SPP with gas-generator support is the most suitable option under conditions of long and recurring blackouts, where the decisive factors are vir- tually unlimited duration of autonomous operation, resili- ence to industrial loads, and a stable backup supply pro- vided fuel is available. Fig. 2. Comparison of capital expenditures of t he studied backup power supply systems Sensitivity Analysis. The obtained results of the technical and economic comparison depend on a number of initial assumptions, among which the most influential are the cost of the battery system, the price of natural gas, the price of diesel fuel, the duration of power outages, and the fre- quency of use of the auxiliary generator. Therefore, for the correct interpretation of the results, it is advisable to per- form a sensitivity analysis that makes it possible to assess the robustness of the obtained conclusions under changes in the main technical and economic parameters [27–30]. The first and most obvious factor is the cost of the battery system, since it forms the dominant share of the capital ex- penditures of the hybrid SPP. In the adopted configuration, the cost of battery modules, BMS units, and racks consti- tutes the major part of the total CAPEX of the hybrid option; therefore, any change in battery costs directly affects the economic attractiveness of this solution. According to NREL estimates, the cost of energy storage systems remains one 194 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика of the most dynamic parameters, while forecast scenarios demonstrate significant differences between low, base, and high trajectories of capital costs [27]. This means that with further reductions in the cost of Li-ion/BESS systems, the hybrid architecture will become increasingly competi- tive, especially for short and medium-duration outage sce- narios where the fuel component is absent or minimal. Conversely, if storage systems become more expensive, or if a substantial increase in battery capacity is required to ensure longer autonomy, the CAPEX advantage of the hy- brid SPP may be lost [13], [27]. The second important factor is the price of natural gas, which directly determines the variable costs of a grid-connected SPP with gas-generator support. In the base-case calculation, a price of UAH 25.1/Nm³ is adopted, at which the average variable cost of electricity from the gas generator, including O&M, amounts to UAH 7.73/kWh. However, under real condi- tions, the price of natural gas may change under the influ- ence of seasonality, international market conditions, logis- tical risks, and geopolitical factors. In its 2026 reports, the IEA directly indicates that, despite the expected growth in LNG supply, natural gas markets remain sensitive to geopo- litical tension, weather factors, and regional imbalances, which sustains the risk of price volatility [31]. Accordingly, in the event of a substantial increase in the price of natural gas, the variable costs of a grid-connected SPP with a gas generator will increase proportionally, and its economic ad- vantage over diesel-based scenarios will diminish. At the same time, even in such a case, the generator-based scheme retains its main advantage — a virtually unlimited Fig. 3. Comparison of monthly operating costs of the studied configurations duration of autonomous operation as long as fuel is availa- ble [28], [31]. The third factor is the price of diesel fuel, which most strongly affects the combined “hybrid SPP + auxiliary diesel generator” option. In the base scenario, the auxiliary diesel generator is assumed to operate 20% of the days in the month for 5 hours at an average load of 40 kW, resulting in monthly costs of about UAH 34.04 thousand in- cluding O&M. At the same time, the price of diesel fuel is one of the least stable parameters under crisis conditions, since it depends not only on global oil markets, but also on supply logistics, fuel availability in the domestic market, and the pattern of demand during periods of electricity def- icit. In studies devoted to PV/diesel/battery-type systems, it has repeatedly been shown that an increase in diesel prices quickly worsens the economics of the generator component and increases the levelized cost of autonomous power supply [29], [30]. Therefore, the combined hybrid option is significantly more sensitive to fuel price volatility than the “pure” hybrid option, but less sensitive than a sys- tem in which long-term autonomy is entirely ensured by a generator. The fourth factor is the duration and frequency of power outages, which, in fact, determine which architec- ture is more appropriate. Within short and medium-dura- tion outages, the hybrid SPP has a substantial advantage due to the absence of a fuel component, the high speed of transition to backup mode, and lower operating costs. However, with increasing blackout duration or with in- creasing numbers of days on which the battery system 195 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика cannot restore its charge through solar generation, the hy- brid option increasingly approaches the need for an auxil- iary generator. In such a case, its economics change in two ways: first, the demand for fuel increases; second, if one attempts to avoid generator use, it would be necessary to increase battery capacity, which would lead to a noticeable rise in CAPEX [12], [13], [27]. From the methodological point of view of hybrid PV/diesel/battery system analysis, blackout duration and the share of hours of autonomous operation are among the most sensitive parameters in modeling such configurations [29], [30]. The fifth important parameter is the degree of participation of the auxiliary die- sel generator in the operation of the hybrid SPP. In the base scenario, it is assumed that the generator operates only 20% of the days in the month, i.e., it performs an auxiliary rather than a primary function. However, if blackout dura- tion or frequency increases, this share may rise to 30% or more, which would lead to a corresponding increase in fuel and maintenance costs. Thus, the combined “hybrid SPP + diesel generator” scheme is economically sensitive not only to fuel price, but also to the frequency with which the sys- tem transitions from battery mode to generator mode. An increase in this frequency gradually reduces the difference between the combined hybrid option and a grid-connected SPP with continuous generator support, especially if pro- longed blackouts become not an exception but the typical operating mode of the facility [28–30]. In general, the sen- sitivity analysis shows that the hybrid SPP is most sensitive to battery cost and outage duration, whereas the grid-con- nected SPP with gas-generator support is most sensitive to the price of natural gas and the share of time during which the generator operates in autonomous mode. The com- bined “hybrid SPP + auxiliary diesel generator” option oc- cupies an intermediate position: it reduces the risk of insuf- ficient autonomy, but at the same time combines the disadvantages of both approaches — the high capital inten- sity of the battery system and the emergence of a fuel com- ponent in OPEX. For this reason, the final choice of backup power supply architecture should be based not only on the base-case calculation, but also on a scenario analysis of possible changes in fuel prices, battery cost, and the actual duration of emergency outages. REFERENCES 1. Сissokho, L., & Seck, A. (2019). The productivity cost of power outages for manufacturing small and medium enterprises in Senegal. Economics of Innovation and New Technology. 2. Carlsson, F., Demeke, E., Martinsson, P., & Tesemma, T. (2020). Cost of power outages for manufacturing firms in Ethiopia: A stated preference study. Energy Economics, 88, 104753. 3. Thomas, D., Gupta, S., & Sandler, R. (2022). Measuring downstream supply chain losses due to power outages. PLOS ONE, 17(4), e0266680. 4. Santhoshi, B. K., Kumari, M. S., & Saravanan, B. (2019). Critical review of PV grid-tied inverters. Energies, 12(10), 1921. 5. Lin, Y., Eto, J. H., Johnson, B. B., Flicker, J. D., Lasseter, R. H., Villegas Pico, H. N., Seo, G.-S., Pierre, B. J., & Ellis, A. (2020). Research Roadmap on Grid-Forming Inverters. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory (NREL/TP-5D00-73476). 6. Lyu, X., & Xie, J. (2023). An Overview of Inverter-based Resource Interconnection Standards. Richland, WA: Pacific Northwest National Laboratory (PNNL-35194). 7. IEEE Standards Association. (2018). IEEE Std 1547- 2018: Standard for Interconnection and Interoperability of Distributed Energy Resources with Associated Electric Power Systems Interfaces. IEEE. 8. Pohl, E., & McKenna, K. (2024). Interconnection of Distributed Energy Resources in the Indian Context: IEEE 1547-2018 Adaptation for Locally-Appropriate Grid Code Development. National Renewable Energy Laboratory. 9. Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2025). Manual for Hybrid Inverter SUN-14/15/16/18/20K-SG05LP3-EU- SM2. Description of the V(Q) function, including the Lock-in/Pn thresholds of 5% and 20%. 10. Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2024). Technical specifications / datasheets for three-phase hybrid inverters. Typical grid voltage range of 0.85Un–1.1Un for three-phase hybrid models. 11. Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2024). SUN- 120/125/130/135/136K-G01P3-EU-AM8 datasheet. Voltage range 0.85Un–1.1Un; power factor adjustment range 0.8 leading…0.8 lagging. 12. Mongird, K., Viswanathan, V., Balducci, P., et al. (2019). Grid-Scale Battery Storage: Frequently Asked Questions. National Renewable Energy Laboratory, NREL/TP-6A20-74426. Definition of power, energy capacity, and BESS duration. 13. Cole, W., Frazier, A. W., Augustine, C., et al. (2025). Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage. National Renewable Energy Laboratory, NREL/TP- 6A40-93281. Estimates of capital costs of battery systems and the dependence of economics on storage duration. 14. Reuters. (2026). Reports on continuing damage and instability of Ukraine’s power system caused by attacks on energy infrastructure. Used as current evidence of the unstable condition of Ukraine’s power system. 15. Cummins Inc. (2014). T-011: Transfer Switch Application Manual. Open-transition transfer equipment is characterized by a forced short-term power interruption during transfer between sources. 16. Generac Power Systems. (n.d.). SG160 \| 14.2 L \| 200 kVA — 50 Hz. Technical characteristics of the gas 196 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика generator, including power and natural gas consumption at different load levels. 17. U.S. EPA. (2017). Catalog of CHP Technologies: Section 4. Technology Characterization – Reciprocating Internal Combustion Engines. Typical variable operating and maintenance costs for gas reciprocating units. 18. EPRI. (n.d.). Installation, Operation and Maintenance Costs for Distributed Generation Technologies. Estimates of operating costs and approaches to accounting for O&M for generator units. 19. Generac Ukraine. (n.d.). SG160 three-phase gas generator Generac 160 kW. Supplier’s commercial offer; generator price and additional connection costs. 20. Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2024). SUN- 60/75/80K-SG02HP3-EU-EM6 datasheet. Technical characteristics of the hybrid inverter series SUN- 60/75/80K-SG02HP3-EU-EM6. 21. Deye ESS Technology Co., Ltd. (2025). Installation and Operation Manual for BOS-B Pro-A3. Technical characteristics and structure of the BOS-B Pro-A3 battery system. 22. Deye ESS Technology / DEPS. (n.d.). Deye BOS-B Data- sheet / BOS-B-PDU-2. Data on battery modules, racks, and high-voltage BMS modules of the BOS-B system. 23. Deye ESS Technology Co., Ltd. (2025). BOS-B Pro-A3 Series Brochure. Data on system scalability and configuration of up to 15 battery modules in a cluster/PCS. 24. Cummins Power. (n.d.). C110D5 diesel generator set. Technical characteristics of the 80/88 kW diesel generator. 25. PlusEnergy. (n.d.). Cummins Power C110 D5 diesel generator (80 kW). Supplier’s commercial offer; price about UAH 1.55 million. 26. Generator.ua. (n.d.). Cummins C110 D5 Generator \| 80/88 kW. Supplier’s commercial offer; price about UAH 1.67 million. 27. Cole, W., Frazier, A. W., Augustine, C., et al. (2025). Cost Projections for Utility-Scale Battery Storage. National Renewable Energy Laboratory, NREL/TP- 6A40-93281. Assessment of BESS cost scenarios and their impact on the economics of energy storage systems.28) Ericson, S. J., & Olis, D. R. (2019). A Comparison of Fuel Choice for Backup Generators. National Renewable Energy Laboratory. Comparison of generator scenarios and the impact of the fuel factor on the economics of backup power supply. 28. Aziz, A. S., Khatib, T., Othman, I. B., & Elmenreich, W. (2019). Energy management and optimization of a PV/diesel/battery hybrid power system using combined dispatch strategy. Sustainability, 11(3), 683. Sensitivity analysis of hybrid PV/diesel/battery systems to fuel cost and operating mo 197 Відновлювана енергетика. № 2/2026 \| Сонячна енергетика
id	veorgua-article-628
institution	Vidnovluvana energetika
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-10T01:00:26Z
publishDate	2026
publisher	Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	veorgua/15/f4386a43cf1c718fd9b912d26d554815.pdf
spelling	veorgua-article-6282026-07-09T12:14:07Z TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ МЕРЕЖЕВОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ З ГЕНЕРАТОРНОЮ ПІДТРИМКОЮ ТА ГІБРИДНОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ Stepenko , V. grid-connected solar power plant, hybrid solar power plant, gas generator, diesel generator, battery energy storage system, autonomous operation, backup power supply, technical and economic comparison, industrial load, capital expenditures, operating expenditures. мережева сонячна електростанція, гібридна сонячна електростанція, газогенератор, дизель-генератор, акумуляторна система накопичення енергії, автономна робота, резервне електропостачання, техніко-економічне порівняння, промислове навантаження, капітальні витрати, експлуатаційні витрати. Given the growing need of industrial enterprises for uninterrupted electricity supply under unstable grid conditions, this paper presents a technical and economic comparison of a grid-connected solar power plant with generator support and a hybrid solar power plant with battery energy storage. The study considers the operating features of both architectures in islanded mode, their strengths and weaknesses, as well as the limitations that arise when supplying industrial loads. Particular attention is paid to differences in the structure of capital and operating costs, duration of autonomous operation, the role of the generator as a source of reference voltage and frequency for grid-following inverters, and the limitations of hybrid inverters during long-duration blackouts. An industrial printing house with a relatively stable load profile is used as a case study. For the grid-connected solar power plant with gas-generator support, natural gas consumption, the cost of backup electricity, and capital expenditures for the inverter and generator parts of the system are calculated. For the hybrid solar power plant, a configuration based on two hybrid inverters with a total capacity of 160 kW and a battery energy storage system with a nominal capacity of 900 kWh is selected. In addition, a scenario involving the use of an auxiliary diesel generator for the hybrid solar power plant during long-duration outages is considered. The comparison made it possible to determine the conditions under which each of the studied architectures is more suitable for the backup power supply of an industrial enterprise. З огляду на високу потребу промислових підприємств у безперервному електропостачанні в умовах нестабільної роботи зовнішньої мережі у статті виконано техніко-економічне порівняння мережевої сонячної електростанції з генераторною підтримкою та гібридної сонячної електростанції з акумуляторною системою накопичення енергії. Розглянуто особливості роботи обох архітектур в автономному режимі, їх сильні та слабкі сторони, а також обмеження, що виникають при живленні промислового навантаження. Особливу увагу приділено відмінностям у структурі капітальних та експлуатаційних витрат, тривалості автономної роботи, ролі генератора як джерела опорної напруги та частоти для мережевих інверторів, а також обмеженням гібридних інверторів у разі тривалих блекаутів. Як приклад використано кейс промислової друкарні з відносно сталим профілем навантаження. Для мережевої СЕС з газогенераторною підтримкою виконано розрахунок витрат природного газу, вартості резервної електроенергії та капітальних витрат на інверторну і генераторну частину системи. Для гібридної СЕС виконано підбір конфігурації на базі двох гібридних інверторів сумарною потужністю 160 кВт та акумуляторної системи номінальною ємністю 900 кВт·год. Додатково розглянуто сценарій використання допоміжного дизель-генератора для гібридної СЕС у разі довготривалих відключень електропостачання. Проведене порівняння дало змогу визначити умови, за яких кожна з досліджуваних архітектур є доцільнішою для резервного електропостачання промислового підприємства. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2026-06-30 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/628 10.36296/1819-8058.2026.2(85).174-196 Vidnovluvana energetika ; No. 2(85) (2026): Scientific and applied Journal renewable energy ; 174-196 Возобновляемая энергетика; № 2(85) (2026): Scientific and applied Journal renewable energy ; 174-196 Відновлювана енергетика; № 2(85) (2026): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 174-196 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2026.2(85) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/628/539 Copyright (c) 2026 Vidnovluvana energetika
spellingShingle	grid-connected solar power plant hybrid solar power plant gas generator diesel generator battery energy storage system autonomous operation backup power supply technical and economic comparison industrial load capital expenditures operating expenditures. Stepenko , V. TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT
title	TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT
title_alt	ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ МЕРЕЖЕВОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ З ГЕНЕРАТОРНОЮ ПІДТРИМКОЮ ТА ГІБРИДНОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ
title_full	TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT
title_fullStr	TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT
title_full_unstemmed	TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT
title_short	TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT
title_sort	technical and economic comparison of a grid-connected solar power plant with generator support and a hybrid solar power plant
topic	grid-connected solar power plant hybrid solar power plant gas generator diesel generator battery energy storage system autonomous operation backup power supply technical and economic comparison industrial load capital expenditures operating expenditures.
topic_facet	grid-connected solar power plant hybrid solar power plant gas generator diesel generator battery energy storage system autonomous operation backup power supply technical and economic comparison industrial load capital expenditures operating expenditures. мережева сонячна електростанція гібридна сонячна електростанція газогенератор дизель-генератор акумуляторна система накопичення енергії автономна робота резервне електропостачання техніко-економічне порівняння промислове навантаження капітальні витрати експлуатаційні витрати.
url	https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/628
work_keys_str_mv	AT stepenkov technicalandeconomiccomparisonofagridconnectedsolarpowerplantwithgeneratorsupportandahybridsolarpowerplant AT stepenkov tehníkoekonomíčneporívnânnâmereževoísonâčnoíelektrostancíízgeneratornoûpídtrimkoûtagíbridnoísonâčnoíelektrostancíí

TECHNICAL AND ECONOMIC COMPARISON OF A GRID-CONNECTED SOLAR POWER PLANT WITH GENERATOR SUPPORT AND A HYBRID SOLAR POWER PLANT

Репозитарії

Схожі ресурси