ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS
The increasing share of solar generation in the structure of the electric power sector is accompanied by growing variability in electricity production and an increase in curtailment volumes, leading to underutilization of the available energy resource. Under such conditions, energy storage systems a...
Gespeichert in:
| Datum: | 2026 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , , , , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainisch |
| Veröffentlicht: |
Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
2026
|
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/631 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Vidnovluvana energetika |
| Завантажити файл: |  |
Institution
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1870287577479643136 |
|---|---|
| author | Budko , V. Lazorko , M. Milan, Belik Bobba , Phaneendra Babu Budko, M. |
| author_facet | Budko , V. Lazorko , M. Milan, Belik Bobba , Phaneendra Babu Budko, M. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "V. Budko ",
"institution": "Національний технічний університет України «Київський політехнічний інститут ім. Ігоря Сікорського», м. Київ, Україна; Інститут відновлюваної енергетики НАН України, м. Київ, Україна;"
},
{
"author": "M. Lazorko ",
"institution": "Національний технічний університет України «Київський політехнічний інститут ім. Ігоря Сікорського», м. Київ, Україна;"
},
{
"author": " Belik Milan",
"institution": "Західночеський університет, Плзень, Чеська Республіка, Чеська фотоелектрична асоціація, Плзень, Чеська Республіка;"
},
{
"author": "Phaneendra Babu Bobba ",
"institution": "Інженерно-технологічний інститут Гока-раджу Рангараджу, Індія."
},
{
"author": " M. Budko",
"institution": "Національний технічний університет України «Київський політехнічний інститут ім. Ігоря Сікорського», м. Київ, Україна; Інститут відновлюваної енергетики НАН України, м. Київ, Україна;"
}
] |
| author_sort | Budko , V. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-09T12:14:07Z |
| description | The increasing share of solar generation in the structure of the electric power sector is accompanied by growing variability in electricity production and an increase in curtailment volumes, leading to underutilization of the available energy resource. Under such conditions, energy storage systems are considered a key tool for enhancing the actual electricity output; however, existing approaches to their application are primarily focused on economic optimisation rather than maximising generation. This necessitates reconsidering the role of photovoltaic power plants with battery energy storage systems as a means of improving generation efficiency under electricity market conditions. The aim of this study is to provide a systematic analysis of modern approaches to the operation of photovoltaic systems with battery energy storage in market environments, focusing on their impact on the volume and stability of electricity generation. To achieve this objective, the following tasks are addressed: generalization of approaches to considering photovoltaic systems with battery storage as a multi-functional market asset; analysis of optimization methods and control strategies for energy storage systems; investigation of battery degradation modeling approaches and their impact on long-term performance; examination of inverter and distribution network constraints; and analysis of the specific features of the Ukrainian electricity market in the context of energy storage integration. Methodologically, the study is based on a comparative analysis of contemporary scientific literature covering optimisation of operating modes for photovoltaic systems with battery storage, modelling of their technical characteristics, and their participation in various segments of electricity markets. Particular attention is paid to aligning the technical processes of generation and storage with market mechanisms, as well as evaluating the impact of control strategies on actual electricity output. The results show that the efficiency of photovoltaic systems with battery energy storage is determined not only by storage parameters but also by selected operating modes, which affect generation curtailment levels, utilisation of installed capacity, and long-term availability of the energy resource. It is demonstrated that neglecting battery degradation and network constraints leads to overestimation of system performance, while their inclusion significantly alters optimal control strategies. A lack of integrated approaches that simultaneously consider market conditions, technical constraints, and temporal changes in system characteristics is identified. The obtained results provide a basis for defining scientifically grounded directions for further research aimed at developing integrated control models for photovoltaic systems with battery energy storage, focused on maximising actual electricity generation and minimising energy losses during operation.  |
| doi_str_mv | 10.36296/1819-8058.2026.2(85).221-251 |
| first_indexed | 2026-07-10T01:00:26Z |
| format | Article |
| fulltext |
221
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
УДК 621.3 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2026.2(85).221-251
АНАЛІЗ ІСНУЮЧИХ ПІДХОДІВ ДО РОБОТИ ФЕС З БЛОКАМИ АКБ
НА РИНКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ
Отримано 06 трав. 2026 р.; рекомендовано до публікації 26 чер. 2026 р.
Доступно онлайн 30 чер. 2026 р.
Будько В. І.1, Лазорко М. І.2, Бєлік Мілан3,
Фанеендра Бабу Бобба4, Будько М. О.5
Автор для кореспонденції: Лазорко Микола,
e-mail: lazorko.mykola@lll.kpi.ua
Анотація. Зростання частки сонячної генерації в структурі
електроенергетики супроводжується посиленням нерівномі-
рності вироблення електроенергії та збільшенням обсягів її
вимушеного обмеження, що призводить до недовикорис-
тання доступного енергетичного ресурсу. У таких умовах си-
стеми накопичення енергії розглядаються як ключовий ін-
струмент підвищення фактичного відпуску електроенергії,
однак існуючі підходи до їх використання переважно орієнто-
вані на економічну оптимізацію, а не на максимізацію вироб-
лення. Це зумовлює необхідність переосмислення ролі фотое-
лектричних станцій з акумуляторними батареями як засобу
підвищення ефективності генерації в умовах ринку електрое-
нергії. Метою роботи є системний аналіз сучасних підходів до
функціонування фотоелектричних систем з блоками акумулювання енергії в ринкових умовах з позиції
їх впливу на обсяг та стабільність вироблення електроенергії. Для досягнення поставленої мети вирі-
шено такі задачі: узагальнено підходи до розгляду систем фотоелектричних станцій з блоком акуму-
ляторних батарей як багатофункціонального ринкового активу; проаналізовано методи оптимізації
та стратегії керування накопичувачами; досліджено підходи до моделювання деградації акумуляторів
та її вплив на довгострокову ефективність; розглянуто обмеження інверторного обладнання та роз-
подільчих мереж; проаналізовано особливості функціонування ринку електроенергії України в кон-
тексті інтеграції систем накопичення. Методично дослідження ґрунтується на порівняльному аналізі
сучасних наукових джерел, що охоплюють задачі оптимізації режимів роботи систем фотоелектрич-
них станцій з блоком акумуляторних батарей, моделювання їх технічних характеристик та участі в
різних сегментах ринку електроенергії. Особливу увагу приділено узгодженню технічних процесів гене-
рації та накопичення з ринковими механізмами, а також оцінці впливу стратегій керування на факти-
чний відпуск електроенергії. У результаті встановлено, що ефективність систем фотоелектричних
станцій з блоком акумуляторних батарей визначається не лише параметрами накопичувача, але й ви-
браними режимами його роботи, які впливають на рівень обмеження генерації, використання встано-
вленої потужності та довгострокову доступність енергетичного ресурсу. Показано, що ігнорування
деградації акумуляторів та мережевих обмежень призводить до переоцінки ефективності систем,
тоді як їх урахування змінює оптимальні стратегії керування. Виявлено відсутність комплексних підхо-
дів, які б одночасно враховували ринкові умови, технічні обмеження та зміну характеристик систем у
часі. Отримані результати дають змогу сформулювати науково обґрунтовані напрями подальших до-
сліджень, спрямованих на розроблення інтегрованих моделей керування систем фотоелектричних
станцій з блоком акумуляторних батарей, орієнтованих на максимізацію фактичного вироблення еле-
ктроенергії та зменшення її втрат у процесі експлуатації.
Ключові слова: фотоелектричні станції; системи накопичення енергії; вироблення електроенергії;
оптимізація режимів роботи; балансування енергосистеми; обмеження генерації; інверторно-орієн-
товані мережі; відновлювані джерела енергії.
1 д-р. техн. наук, професор
https://orcid.org/0000-0002-6219-4221
2 аспірант
https://orcid.org/0000-0002-2926-761X
3 PhD
https://orcid.org/0000-0002-9907-5365
4 PhD, професор
https://orcid.org/0000-0001-9390-0048
5 канд. техн. наук, доцент
https://orcid.org/0000-0003-0928-1657
1, 2, 5 Національний технічний університет
України «Київський політехнічний інститут
ім. Ігоря Сікорського», м. Київ, Україна;
1, 5 Інститут відновлюваної енергетики НАН
України, м. Київ, Україна;
3 Західночеський університет, Плзень,
Чеська Республіка, Чеська фотоелектрична
асоціація, Плзень, Чеська Республіка;
4 Інженерно-технологічний інститут Гока-
раджу Рангараджу, Індія.
222
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
Перлік використаних позначень та скорочень
ВДЕ ‒ відновлювані джерела енергії
ФЕС ‒ фотоелектростанція
АКБ ‒ акумуляторна батарея
СЕМ ‒ система енергоменеджменту
СНЕ ‒ система накопичення енергії
РДН ‒ ринок на добу наперед
Вступ. Трансформація світової енергетики в ХХІ столітті
акцентується на низьковуглецевих технологіях та актив-
ному впровадженні енергетичних установок на основі
відновлюваних джерел енергії. Відповідно до актуаль-
них статистичних даних [1‒3] сонячна фотоенергетика
виступає ключовим чинником розширення генерації
електроенергії, що докорінно змінює архітектуру глоба-
льного енергобалансу. Водночас така трансформація
змінює не лише структуру генерації, але й принципи
функціонування енергосистем, оскільки зростає частка
потужностей зі змінним виробітком, який залежить від
природних умов. На етапі розвитку спочатку вугільних
технологій, а в подальшому й атомної енергетики тра-
диційна модель електроенергетики ґрунтувалася на ви-
користанні керованих електростанцій, здатних забезпе-
чувати стабільне вироблення електроенергії відповідно
до навантаження. В умовах, які складаються на сьогод-
нішній день з високою часткою виробітку електроенергії
установками на основі відновлюваних джерел енергії
(ВДЕ) ця модель трансформується в систему, у якій клю-
чову роль відіграє гнучкість. Зокрема, це проявляється в
розвитку сегментованих ринків електроенергії, а саме
«на добу наперед», внутрішньодобових та балансуваль-
них механізмах, що забезпечують узгодження виробітку
та споживання електричної енергії в умовах невизначе-
ності [4, 5]. За таких умов ефективність функціонування
енергосистем переважно визначається здатністю адап-
тувати її роботу до змінних зовнішніх умов (наприклад,
зміни інтенсивності сонячного випромінювання), що ви-
значають нерівномірний відносно навантаження харак-
тер виробітку електроенергії.
Генеруючі потужності сонячної енергетики, попри значні
переваги з погляду екологічності та використання місце-
вого енергетичного ресурсу, характеризуються нерівно-
мірністю виробітку електроенергії, що обумовлюється
добовими та сезонними коливаннями інтенсивності со-
нячного випромінювання (Вт/м2). Постійні зміни цього
показника в часі призводять до виникнення невідповід-
ності між генерацією та споживанням, а також до обме-
ження відпуску електроенергії в періоди пікової генерації
[2, 6]. Внаслідок таких невідповідностей частина потен-
ційно доступного енергетичного ресурсу залишається не-
використаною, що знижує загальну ефективність функці-
онування фотоелектричних систем.
Одним з варіантів підвищення ефективності викорис-
тання відновлюваних джерел енергії є інтеграція блоків
накопичення та зберігання енергії в існуючі енергосис-
теми зі значною часткою нестабільної генерації. Сис-
теми акумулювання дають змогу здійснювати часовий
перерозподіл електроенергії, накопичуючи її в періоди
надлишкового виробітку та використовуючи, відповід-
но, у періоди підвищеного електронавантаження. Це
сприяє вирівнюванню профілю виробітку електроенер-
гії та зменшенню обмежень генерації, а також створює
передумови для ефективнішої інтеграції відновлюваних
джерел в існуючі енергосистеми [6–8].
У цьому контексті поєднання фотоелектричних систем з
накопичувачами енергії (ФЕС + АКБ) розглядається як
практичне рішення не лише підвищення ефективності
використання енергії сонячного випромінювання, але й
розширення функціональних можливостей генеруючих
потужностей. Такі комбінації здатні поєднувати вироб-
лення електроенергії з її накопиченням і гнучким управ-
лінням режимами роботи, що дає змогу адаптувати
профіль генерації до умов ринку та потреб енергосис-
теми [4, 7]. Відповідно, ФЕС + АКБ системи поступово
трансформуються з пасивних джерел генерації в активні
енергетичні об’єкти, здатні брати участь у різних сегме-
нтах ринку електроенергії.
Розвиток гнучких ринків електроенергії створює нові
можливості для використання таких систем. Зокрема,
накопичувачі енергії можуть залучатися до надання до-
поміжних послуг, участі в балансуванні системи та опти-
мізації режимів генерації відповідно до запитів ринку.
Дослідження останніх років показують, що ефективність
використання ФЕС + АКБ значною мірою визначається
як технічними характеристиками системи, так і особли-
востями ринкової структури, включно з правилами уча-
сті в різних сегментах ринку та механізми формування
цін [4, 5, 9].
Водночас, попри чималу кількість досліджень у цій
сфері, залишається ряд невирішених питань. Значна ча-
стина наукових робіт зосереджується на економічних
аспектах функціонування ФЕС + АКБ, тоді як питання ма-
ксимального вироблення електроенергії та ефектив-
ного використання відновлюваного енергоресурсу роз-
глядаються фрагментарно. Крім того, недостатньо
враховується вплив режимів експлуатації та деградації
накопичувачів на довгострокову ефективність систем [8,
9].
Таким чином, у сучасних умовах виникає потреба в сис-
темному аналізі підходів до функціонування фотоелект-
ричних систем з накопичувачами енергії з урахуванням
як технічних, так і ринкових чинників. Особливої уваги
потребує дослідження того, як стратегії керування та оп-
тимізації впливають на вироблення електроенергії та рі-
вень використання встановлених потужностей.
Метою цієї оглядової статті є узагальнення сучасних
підходів до роботи систем ФЕС з АКБ у ринкових умовах
та визначення їх впливу на ефективне забезпечення
електроенергією поточного навантаження. У межах
223
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
роботи аналізуються існуючі стратегії керування, під-
ходи до оптимізації та особливості інтеграції таких сис-
тем у структуру сучасних ринків електроенергії, а також
визначаються напрями подальших досліджень у цій
сфері.
Системи фотоелектричних станцій з блоком акумуля-
торних батарей як багатофункціональний ринковий
актив. Постійний розвиток систем акумулювання елект-
ричної енергії розширює їх функціональність у складі
енергетичних систем, особливо при інтеграції з фотое-
лектричними станціями (ФЕС). В умовах високої частки
сонячної генерації стохастична природа виробітку елек-
троенергії створює нерівномірність відпуску потужності,
що призводить до вимушених обмежень генерації, пе-
ревантажень у розподільчих мережах та зниження ефе-
ктивності використання потужності ФЕС. У цьому кон-
тексті ФЕС + АКБ (акумуляторні батареї) слід розглядати
передусім як інструмент підвищення ефективності вико-
ристання електроенергії, виробленої ФЕС, шляхом її
просторово-часового перерозподілу.
АКБ в комбінації з ФЕС виконує функцію буфера, який
дає змогу:
• накопичувати надлишковий виробіток електроенер-
гії в години пікової сонячної генерації;
• зміщувати відпуск енергії на години з підвищеним
попитом;
• формувати керований графік відпуску потужності;
• зменшувати швидкість зміни потужності;
• мінімізувати втрати генерації через обмеження екс-
порту.
Отже, участь ФЕС+АКБ у ринку електричної енергії роз-
глядається не лише як фінансовий механізм, а як спо-
сіб технологічної реалізації повнішого використання
фотоелектричного енергетичного потенціалу місце-
вого енергоресурсу. Питання щодо найефективнішого
способу інтеграції акумуляторів у ринок з багатьма мо-
жливостями досі відкрите. Важливо з’ясувати, які мо-
делі експлуатації здатні покращити гнучкість енергоси-
стеми та як варіюватимуться показники роботи
акумуляторів залежно від вибраного сценарію. Ключо-
вим викликом при інтеграції акумуляторів з фотоелек-
тричними станціями є пошук балансу між технічними
характеристиками (потужністю та ємністю) і вибраною
стратегією роботи, яка б забезпечила найшвидшу оку-
пність і максимальний прибуток. У науковій спільноті
підкреслюють, що розвиток розподільчих мереж з ви-
сокою часткою виробітку електричної енергії установ-
ками на основі відновлюваних джерел супроводжу-
ється зростанням проблем з якістю електроенергії,
стабільністю частоти, регулюванням напруги та керу-
ванням перевантаженням. Розробляються підходи до
керування АКБ у розподільчих мережах, що поєднують
як локальні алгоритми (використовують стратегії керу-
вання за правилами чи за «просіданням» робочих па-
раметрів), так і централізовані оптимізаційні підходи,
які враховують мережеві обмеження [10].
Для вирішення поставлених задач у проєкті M5BAT [11]
поєднано застосування одночасно трьох різних типів
електрохімічних акумуляторних систем (літій-іонних,
свинцево-кислотних та натрій-нікель-хлоридних) зі
складною ієрархічною архітектурою керування, що да-
вала змогу ефективно використовувати переваги кожної
АКБ. Літій-іонні акумулятори, з їх щільністю потужності
та можливостями швидкого реагування, переважно ви-
користовувалися для регулювання частоти й підтримки
перехідних процесів з досягненням часу відгуку менше
однієї секунди. Натрій-нікель-хлоридні акумулятори, з
їхньою щільністю енергії та можливостями тривалого
часу роботи, справлялися з великими обсягами енергії,
запобігаючи чотиригодинному скороченню пікових на-
вантажень та зсуву часу роботи відновлюваної енергії.
Свинцево-кислотні акумулятори забезпечували про-
міжну підтримку, особливо для режимів, які вимагають
частого, але неглибокого циклу розряду. Запропоно-
вана система енергоменеджменту (СЕМ) динамічно ро-
зподіляла потоки потужності, враховуючи умови мережі
в режимі реального часу, з використанням алгоритмів
прогнозованого керування (MPC) для оптимального ро-
зподілу роботи кожного типу акумуляторів. Реалізована
система стабілізувала дисбаланс напруги з 2.9 до 1.6 %
у локальній мережі розподілу та ефективно згладжу-
вала потужності сусідніх вітрогенераторів, досягаючи
зменшення швидкості приросту потужності на 70 % у пе-
ріоди високої мінливості, та реалізовувала чотириго-
динний зсув генерації. Проте в цьому дослідженні недо-
статньо висвітлене питання максимізації виробітку
енергії відновлюваними джерелами енергії в поєднанні
з системою управління та не вказаний вплив перерозпо-
ділу енергії між різними системами накопичення на об-
сяг акумульованої та заново відпущеної енергії.
На сьогодні актуальним є питання оптимального алго-
ритму використання акумуляторних батарей для різних
стратегій роботи на ринку електричної енергії. Так, у ро-
боті [12] розглядається оптимальне диспетчерування
системи накопичення енергії (СНЕ) на ринку на добу на-
перед з побудовою математично обґрунтованої страте-
гії, яка передбачає максимальний прибуток від енерге-
тичного арбітражу, враховуючи при цьому динаміку
стану заряду АКБ та їх технічні обмеження. Цей підхід
розглядає поставлену задачу як глобальну оптимізацію
на горизонті планування, де використання системи в
одні проміжки часу впливає на доступність ресурсу в
інші. Тож стратегія роботи визначається взаємозв’язком
між цінами впродовж всієї доби, а оптимальний графік
використання системи акумулювання формується з ура-
хуванням майбутніх пікових періодів.
У свою чергу автори в [13] досліджують задачу викорис-
тання акумуляторної системи разом з фотоелектричною
станцією за умов одночасного надання послуг для кіль-
кох сервісів, а саме перенаправлення надлишків соняч-
ної енергії в акумулятор та робота на ринку допоміжних
послуг. При цьому один з ключових аспектів їх дослі-
дження полягав в оцінці впливу деградації акумулятора
на характер його використання. З технічного погляду
224
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
важливим є те, що система дає змогу зменшити обме-
ження сонячної генерації за рахунок внутрішнього пере-
розподілу енергії між часовими інтервалами. Водночас
участь у допоміжних сервісах змінює режим викорис-
тання акумулятора: частина ємності резервується для
швидкого реагування, що може обмежувати можли-
вість накопичення надлишкової сонячної енергії. Отже,
виникає конфлікт між максимальним корисним відпус-
ком електроенергії від фотоелектростанції та підтри-
манням готовності до регулювання. Це дослідження ак-
центоване саме на реалізації перерозподілу між
різними сервісами, які може надавати СНЕ, і не розкри-
ває питання збільшення виробництва енергії ФЕС при
цьому. Також дослідження не показує, як резервування
ємності для підтримування мережі впливає на генера-
цію ФЕС ‒ більш позитивно чи негативно ‒ в умовах до-
вготривалої перспективи використання системи накопи-
чення енергії, та її реакції на таку роботу.
На базі Міланського технічного університету було дослі-
джено вплив розміру комбінованої системи ФЕС та СНЕ
на ринку на добу наперед та внутрішньодобовому ри-
нку Італії для двох типів станцій: промислової та розпо-
діленої. Автори фокусуються на визначенні оптималь-
ного співвідношення потужності та ємності системи
акумулювання для отримання максимального прибу-
тку. Було сформовано оптимізаційну модель викорис-
тання ФЕС та СНЕ на ринку електроенергії, що враховує
погодинні ціни на електроенергію, профіль генерації со-
нячної станції та обмеження акумулятора з оцінкою па-
раметрів його конфігурації. Проведено серію розрахун-
ків з варіюванням ємності та номінальної потужності
для трьох характерів погоди в чотирьох сезонах року,
що дало змогу побачити залежність економічних ре-
зультатів від розміру накопичувача. Результати показу-
ють, що недостатня ємність призводить до втрат соняч-
ної генерації в години пікового вироблення, тоді як
надмірна ємність не забезпечує додаткового приросту
корисно реалізованої електроенергії через обмеження
профілю генерації ФЕС. Таким чином, існує оптималь-
ний діапазон параметрів, у якому акумулятор максима-
льно підвищує коефіцієнт використання встановленої
потужності ФЕС [14]. Автори використовують ціни ринку
на добу наперед (РДН) як основний індикатор ефектив-
ності своєї системи та значно менше оцінюють ефектив-
ність виробництва енергії ФЕС за тих чи інших співвідно-
шень, відсутній аналіз вимушеного обмеження сонячної
генерації та можливості перерозподілу в часі виробле-
ної ФЕС енергії системами накопичення.
У роботі [15] автори інтегрують модель деградації АКБ у
задачу оптимального планування участі в ринку частот-
ного регулювання. Показано, що без урахування ста-
ріння АКБ експлуатується в режимах частих глибоких ци-
клів, що прискорює втрату ємності. Залучення моделі
деградації АКБ змінює стратегію керування на помір-
нішу, що забезпечує триваліший період роботи АКБ при
нормованих параметрах, заявлених виробником, та ста-
більніший і довгостроковий відпуск енергії. У дослі-
дженні [16] було запропоновано метод, який враховує
вартість старіння акумулятора в межах циклу його вико-
ристання, завдяки оцінюванню еквівалентної вартості
циклу залежно від глибини його розряду. Автори дово-
дять, що глибокі цикли мають значно більший вплив на
деградацію акумулятора порівняно з менш глибокими
циклами розряду. Зважаючи на результати дослі-
дження, доцільніше використовувати систему акумулю-
вання в режимах часткового розряду ‒ заряду, що за-
безпечує менш агресивне використання ємності, робить
стабільнішим акумулювання надлишкової сонячної ге-
нерації протягом усього життєвого циклу системи збері-
гання енергії. Агресивні стратегії, орієнтовані на макси-
мальне використання батареї при короткостроковому
плануванні призводять до швидкого зменшення доступ-
ної ємності та, відповідно, до зниження ефективності
згладжування генерації в наступні роки експлуатації. За-
лучення моделі деградації до розрахунку роботи АКБ
дає змогу сформувати більш збалансований режим ро-
боти, що підтримує стабільний рівень корисного вико-
ристання енергії в довготривалій перспективі. Такі ре-
зультати отримали автори в [17] під час розгляду
оптимального керування СНЕ в мікромережі, де було
враховано циклічне старіння акумулятора. Зазначені ро-
боти досліджують деградацію як внутрішню складову
акумуляторів, але недостатньо висвітлено, як вона
впливає на роботу в складі системи з відновлюваними
джерелами енергії, на зменшення доступної потужності
АКБ та вимушені обмеження генерації. Не розкрива-
ється, як зміна ємності АКБ з часом впливає на обсяг аку-
мульованої та реалізованої енергії ФЕС.
Проаналізовані дослідження [10–17] переважно зосе-
реджені на розробленні моделей оптимізації керування
системами накопичення енергії або комбінованими си-
стемами ФЕС з акумуляторами в різних сегментах ринку
електричної енергії; основна увага приділена алгорит-
мам диспетчерування, врахуванню технічних обмежень
акумуляторів та залученню моделей їх старіння до роз-
рахунків. Значна частина робіт акцентує увагу на одно-
часному наданні кількох послуг, виборі оптимальної по-
тужності та ємності накопичувача, а також впливі
циклічного старіння на режими експлуатації. Водночас у
більшості досліджень комбінована система ФЕС з аку-
мулятором розглядається або з позиції короткостроко-
вої оптимізації, або з погляду економічного результату,
без комплексного аналізу довготривалої динаміки ви-
роблення електроенергії сонячними станціями. Недо-
статньо враховано питання зміни річного обсягу виробі-
тку ФЕС при поступовому зменшенні ємності батареї,
впливу режимів надання кількох послуг на коефіцієнт
використання встановленої потужності ФЕС, а також
взаємозв’язку між мережевими обмеженнями та фак-
тичним рівнем вимушеного обмеження генерації. Прак-
тично відсутні узгоджені підходи, які б одночасно поєд-
нували ринкове диспетчерування, процеси старіння
акумулятора та показники енергетичної ефективності
вироблення при багаторічній експлуатації систем. У по-
дальшому доцільно розробити комплексну модель ро-
боти ФЕС з акумуляторними блоками як
225
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
багатофункціонального ринкового активу, орієнтовану
передусім на максимізацію та стабілізацію довгостроко-
вого відпуску електроенергії від сонячної станції з ура-
хуванням фізичних обмежень системи та поступової
зміни її технічних характеристик. Таким чином,
подальші дослідження мають бути спрямовані на фор-
мування узгодженого підходу, де ринкові механізми
слід розглядати як інструменти підвищення ефективно-
сті виробництва електроенергії, а не самоціль оптиміза-
ції (рис. 1).
Задачі оптимізації та стратегії контролю ФЕС в поєд-
нанні зі СНЕ. Ефективність використання енергії віднов-
люваних джерел значною мірою залежить від клімато-
метеорологічних умов, а виробіток електростанцій на їх
основі має нерівномірний та стохастичний характер.
Для сонячних і вітрових електростанцій типовими є зна-
чні коливання потужності як протягом доби, так і в ме-
жах року. Досить часто такі зміни видачі потужності та,
відповідно, енергії перевищують можливості електрич-
ної мережі. За таких умов системи накопичення енергії
розглядаються як інструмент підвищення ефективності
використання максимального виробітку електроенергії
від установок на основі відновлюваних джерел. Проте
реальний результат їх застосування великою мірою за-
лежить від алгоритмів керування, що визначають, у які
моменти часу накопичувач повинен акумулювати енер-
гію, яку не може сприйняти мережа, а в які – віддавати
її в мережу. Саме тому значну увагу приділяють розроб-
ленню методів оптимізації та стратегій керування та-
кими системами.
Одним з базових напрямів досліджень є використання
детермінованих методів оптимізації, у яких режим ро-
боти накопичувача визначається на основі заздалегідь
відомих або прогнозованих параметрів системи. У ро-
боті [18] запропоновано оптимізаційну модель керу-
вання системою фотоелектричної станції з акумулято-
ром у складі локальної енергетичної системи. Основною
метою алгоритму є максимальне використання енергії,
виробленої установками на основі відновлюваних дже-
рел, шляхом оптимального розподілу потоків енергії
між генерацією, навантаженням, акумулятором та еле-
ктричною мережею. Оптимізаційна задача враховує ба-
ланс потужності в кожному часовому інтервалі, допус-
тимі межі стану заряду акумулятора та обмеження на
швидкість його заряджання і розряджання. Отримані
результати показують, що застосування оптимізаційних
алгоритмів дає змогу значно підвищити частку викорис-
тання електроенергії від ФЕС та зменшити обсяг виму-
шених обмежень по генерації.
До оптимізації
енерговиробництва
До довгострокового
аналізу
До інтегрованих
моделей
До адаптивного
керування
Від оптимізації прибутку
Від короткострокових
моделей
Від ізольованих задач
Від фіксованих режимів
До системних
енергетичних критеріїв
Від локальних
показників
Рис. 1. Напрям розвитку систем ФЕС + СНЕ в структурі
багатофункціонального ринкового активу
226
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
Подібний підхід використано також у роботі [19], де ро-
зглянуто задачу оптимального планування роботи фото-
електричної станції з акумуляторним накопичувачем
для об’єктів з високим рівнем споживання електроене-
ргії. У цій роботі оптимізаційна модель визначає графік
заряджання та розряджання акумулятора на основі про-
гнозованого профілю генерації сонячної електростанції
та характеру споживання. Автори показують, що за-
вдяки правильному плануванню режиму роботи нако-
пичувача можна істотно збільшити обсяг електроенергії
від ФЕС, яка використовується безпосередньо в енерго-
системі, та зменшити залежність від зовнішніх джерел
електроенергії.
Однак у реальних умовах виробіток електроенергії уста-
новками на основі відновлюваних джерел характеризу-
ється істотною невизначеністю. Інтенсивність сонячного
випромінювання та швидкість вітру можуть змінюва-
тися протягом коротких проміжків часу, що призводить
до відхилень фактичної генерації від прогнозованих
значень. Для врахування таких чинників у дослідженнях
застосовуються методи стохастичної оптимізації. У ро-
боті [20] запропоновано модель планування роботи си-
стеми генерації на основі відновлюваних джерел з на-
копичувачем, у якій невизначеність виробітку від ФЕС
описується набором можливих сценаріїв. Для кожного
сценарію встановлюється оптимальний режим викори-
стання акумулятора, після чого формується узагальнене
рішення, яке забезпечує максимальний очікуваний рі-
вень використання виробленої електроенергії. Такий
підхід дає змогу сформувати стійкішу стратегію керу-
вання, що зменшує втрати генерації в разі різких змін
погодних умов.
Розвитком цього напряму є робастні методи оптиміза-
ції, метою яких є забезпечення прийнятного результату
навіть у найнесприятливіших умовах. У роботі [21] за-
пропоновано гібридну модель оптимізації, що поєднує
елементи стохастичного та робастного підходів. У ме-
жах цієї моделі невизначеність вироблення електроене-
ргії від сонячних та інших установок на основі відновлю-
ваних джерел враховується через набір статистичних
сценаріїв, тоді як інші параметри системи розгляда-
ються у вигляді інтервалів можливих значень. Такий під-
хід дає змогу сформувати режим роботи накопичувача,
який забезпечує стабільний рівень використання виро-
бленої електроенергії навіть за значних відхилень реа-
льних умов від прогнозованих.
Окрему групу методів становлять алгоритми керування,
що використовують прогнозування майбутнього стану
системи. У роботі [22] розглянуто метод керування ене-
ргетичною системою з установками на основі відновлю-
ваних джерел та накопичувачем, у якому оптимізація
виконується на основі прогнозу майбутнього вироб-
лення та навантаження. На кожному кроці роботи сис-
тема формує прогноз зміни генерації на певний часовий
горизонт та визначає оптимальний режим викорис-
тання акумулятора. Далі розрахунок повторюється з
урахуванням оновлених даних, що дає змогу адаптувати
роботу системи до фактичних умов експлуатації. Автори
показують, що, використовуючи такий підхід, можна
ефективніше згладжувати коливання потужності відно-
влюваних джерел та підвищити стабільність вироб-
лення електроенергії.
Останніми роками значно розвинулися методи керу-
вання, що базуються на аналізі даних та використанні
алгоритмів навчання. У роботі [23] запропоновано ме-
тод керування накопичувачем енергії, який використо-
вує алгоритм навчання з підкріпленням. У процесі ро-
боти система поступово формує стратегію керування на
основі аналізу результатів попередніх рішень щодо за-
ряджання та розряджання акумулятора. Такий підхід
дає системі змогу адаптуватися до змін умов роботи та
знаходити режими використання накопичувача, які за-
безпечують ефективніше використання електроенергії
від установок на основі відновлюваних джерел.
В іншому дослідженні [24] розглянуто використання
двоступеневої стохастичної моделі планування роботи
енергетичної системи з накопичувачами. У межах цього
підходу на першому етапі визначається попередній ре-
жим роботи системи на основі прогнозованих даних, а
на другому – здійснюється корекція режиму з урахуван-
ням фактичного стану генерації. Така структура дає
змогу поєднати довгострокове планування з оператив-
ним керуванням, що підвищує ефективність викорис-
тання виробітку від установок на основі відновлюваних
джерел.
У роботі [25] досліджено застосування багатокритеріа-
льної оптимізації для керування енергетичними систе-
мами з відновлюваними джерелами та накопичува-
чами. Запропонований підхід дає змогу одночасно
враховувати декілька критеріїв ефективності, зокрема
обсяг використаної генерації з відновлюваних джерел,
стабільність вироблення та рівень навантаження на еле-
ктричну мережу. Автори показують, що завдяки викори-
станню багатокритеріальної оптимізації можна сформу-
вати більш збалансовану стратегію керування, яка
забезпечує підвищення ефективності роботи системи у
різних режимах експлуатації.
Ще одним напрямом досліджень є врахування ризиків
під час планування роботи накопичувачів енергії. У ро-
боті [26] запропоновано метод стохастичного плану-
вання роботи систем накопичення енергії, який врахо-
вує ризик значних відхилень генерації установками на
основі ВДЕ від прогнозованих значень. Такий підхід дає
змогу формувати режим роботи накопичувача, який мі-
німізує втрати енергії в разі несприятливих погодних
умов та підвищує надійність енергопостачання.
Розглянуті дослідження зосереджується переважно на
оптимізації короткострокових режимів роботи систем
на основі ВДЕ або на мінімізації витрат електроенергії в
межах окремих часових інтервалів. Значно менше уваги
приділяється впливу алгоритмів керування на довготри-
валу ефективність вироблення електроенергії. У більшо-
сті робіт не розглядається взаємозв’язок між вибором
227
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
стратегії керування накопичувачем, обсягом вимуше-
ного обмеження генерації сонячних і вітрових електро-
станцій та зміною фактичного річного вироблення елек-
троенергії. Також недостатньо досліджено вплив різних
алгоритмів оптимізації на довгострокову динаміку вико-
ристання встановленої потужності електростанцій та
ефективність роботи накопичувачів протягом усього пе-
ріоду їх експлуатації.
Отже, подальші дослідження доцільно спрямувати на
формування комплексних підходів до керування сис-
темами на основі ВДЕ з накопичувачами енергії
(табл. 1), які б одночасно враховували стохастичний ха-
рактер виробітку електроенергії від сонячних та вітро-
вих енергоустановок, технічні обмеження накопичува-
чів та довготривалу зміну їх характеристик. Особливо
важливим є дослідження впливу різних стратегій керу-
вання на фактичний обсяг використаної енергії та мож-
ливості підвищення коефіцієнта використання встано-
вленої потужності електростанцій. Реалізація таких
підходів дасть змогу підвищити ефективність інтеграції
установок на основі ВДЕ в енергетичні системи та за-
безпечити стабільне зростання обсягів вироблення чи-
стої електроенергії.
Таблиця 1. Узагальнена структура розвитку підходів керування систем СНЕ + ФЕС
Рівень задачі Що досліджено в роботах
Обмеження існуючих
підходів
Подальший напрям
розвитку
Задачі
оптимізації
Детерміновані моделі
оптимального планування
роботи ФЕС + СНЕ; стохастичні
сценарні підходи; робастна
оптимізація; багатокритеріальні
моделі; ризик-орієнтовані
підходи
Орієнтація на
короткостроковий горизонт;
акцент на витратах або
балансі енергії; обмежене
врахування реального обсягу
використаної генерації
Перехід до оптимізації,
орієнтованої на
максимізацію
фактичного вироблення
та використання енергії
ВДЕ у довготривалій
перспективі
Стратегії
керування
Оптимізаційні алгоритми
керування потоками енергії;
сценарні стратегії; адаптивні
підходи; керування на основі
даних та навчання
Відсутність зв’язку між
стратегією керування та
річним виробленням;
недостатнє врахування
деградації акумулятора у
довгому періоді
Розробка адаптивних
стратегій керування, які
враховують зміну
характеристик системи
та забезпечують
стабільність вироблення
Енергетичний
результат
Зменшення пікових
навантажень; згладжування
генерації; часткове зменшення
обмежень вироблення
Відсутній комплексний аналіз
впливу на річний обсяг
генерації; не оцінюється зміна
коефіцієнта використання
встановленої потужності
Перехід до оцінки
довготривалої динаміки
вироблення
електроенергії
Сценарії
подальшого
розвитку
Окремі дослідження впливу
невизначеності або режимів
роботи
Відсутність інтегрованих
моделей, що поєднують усі
фактори
Формування
комплексних моделей
ФЕС+СНЕ як
багатофункціонального
активу, орієнтованих на
вироблення енергії
Моделювання деградації акумуляторних батарей у ри-
нково-орієнтованих операціях. Ефективна робота сис-
тем накопичення енергії з установками на основі віднов-
люваних джерел енергії (сонячної, вітрової тощо)
безпосередньо залежить від урахування процесів дегра-
дації акумуляторів. У контексті ринково-орієнтованих
операцій це питання набуває особливої важливості, оскі-
льки вибір стратегій керування зарядом і розрядом ви-
значає не лише економічні показники, але й довгостро-
кову здатність системи забезпечувати стабільне
вироблення електроенергії. Ігнорування деградаційних
процесів АКБ призводить до переоцінки доступної поту-
жності накопичувача і, як наслідок, до зниження фактич-
ного ресурсу роботи впродовж життєвого циклу системи.
Одним з ключових механізмів старіння акумуляторів є
циклічна деградація, яка виникає внаслідок багаторазо-
вих процесів заряду та розряду. Дослідження показу-
ють, що глибина розряду, рівень заряду та інтенсивність
навантаження істотно впливають на швидкість втрати
ємності акумулятора [27]. Зокрема, зі збільшенням гли-
бини циклів прискорюється зменшення доступної енер-
гії, що безпосередньо обмежує можливість накопичу-
вача забезпечувати підтримку вироблення
електроенергії від сонячних і вітрових установок. У ро-
боті [28] запропоновано узагальнену модель старіння,
яка враховує комплексний вплив експлуатаційних чин-
ників і дає змогу точніше оцінювати зміну технічного
стану акумулятора в часі. Водночас у дослідженні [13]
228
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
показано, що, враховуючи деградацію в алгоритмах оп-
тимізації режимів роботи накопичувача, можна змен-
шити надмірне використання батареї та забезпечити
більш стабільний рівень віддачі енергії протягом трива-
лого періоду експлуатації.
Поглиблене розуміння процесів деградації забезпечу-
ється фізично-інформованими моделями, які описують
внутрішні механізми старіння акумуляторів. У роботах
[29, 30] детально розглянуто основні фізичні процеси,
що призводять до зниження ємності, зокрема до утво-
рення блокувальних шарів на поверхні електродів і
втрати активних матеріалів. Ці процеси залежать від ре-
жимів роботи накопичувача, тому вибір стратегій керу-
вання безпосередньо впливає на довгострокову проду-
ктивність системи. Наприклад, у [31] показано, що певні
режими заряду можуть викликати незворотні зміни в
структурі електродів акумулятора, що призводить до
швидкого зменшення його енергетичної ємності. З пог-
ляду вироблення електроенергії це означає, що агреси-
вні режими використання накопичувача, які максимізу-
ють короткострокову віддачу енергії, можуть суттєво
знизити сумарне вироблення енергії в довгостроковій
перспективі.
Поряд з детальними підходами, у задачах оптимізації
широко застосовуються спрощені моделі деградації на
основі пропускної здатності. У таких моделях знос аку-
мулятора оцінюється через сумарний обсяг переданої
енергії, що дає змогу інтегрувати деградаційні витрати
без значного ускладнення розрахунків [32]. Цей підхід є
особливо корисним при моделюванні участі систем на-
копичення в ринках електроенергії, де необхідно шви-
дко оцінювати наслідки різних стратегій керування. У
роботах [33, 34] показано, що використання таких моде-
лей дає змогу враховувати вплив інтенсивності експлуа-
тації на довговічність накопичувача та формувати більш
збалансовані режими роботи. При цьому оптимізація,
що обмежує надмірні цикли заряду ‒ розряду, сприяє
збереженню ємності батареї та підтриманню стабіль-
ного рівня вироблення електроенергії установками на
основі ВДЕ.
Інтеграція моделей деградації в ринкові стратегії керу-
вання є важливим етапом підвищення ефективності ро-
боти систем чи установок на основі ВДЕ з АКБ. У дослі-
дженні [12] розглянуто оптимізацію роботи
накопичувача з урахуванням обмежень, пов’язаних зі
станом батареї, для уникнення режимів, які прискорю-
ють її знос. Аналогічно, у роботі [14] показано, що вибір
параметрів накопичувача та стратегій його викорис-
тання впливає не лише на економічні показники, але й
на профіль вироблення електроенергії системою. Важ-
ливим є також підхід, запропонований у [35], де дегра-
дація розглядається як додаткова складова витрат, що
впливає на прийняття рішень щодо режимів роботи на-
копичувача. Це дає змогу обмежити використання бата-
реї у менш ефективних режимах і спрямувати її роботу
на підтримку стабільного вироблення електроенергії.
Розглянуті дослідження закладають теоретичну основу
для врахування деградації акумуляторів у задачах керу-
вання та оптимізації, проте недостатньо розкривають
взаємозв’язок між режимами роботи накопичувача та
довгостроковим виробленням електроенергії установ-
ками на основі відновлюваних джерел. Зокрема, потре-
бує подальшого дослідження вплив стратегій керування
на сумарний обсяг виробленої енергії протягом життє-
вого циклу системи, а також розробка методів, які одно-
часно враховують фізичні процеси деградації та їх вплив
на енергетичні характеристики системи. Вирішення цих
задач (рис. 2) дозволить сформувати підходи до керу-
вання, спрямовані не лише на короткострокову ефекти-
вність, але й на максимізацію довгострокового вироб-
лення електроенергії.
Інверторно-орієнтованість та обмеження низьковольт-
них мереж. Інвертор є ключовим елементом фотоелек-
тричних систем з блоками накопичення енергії, який ви-
значає не лише процеси перетворення електричної
енергії, але й безпосередньо впливає на обсяг її фактич-
ного вироблення та передачі в мережу. У сучасних умо-
вах зростання частки відновлюваних джерел енергії, зо-
крема сонячної та вітрової генерації, саме алгоритми
керування інвертором та його взаємодія з мережею ста-
ють визначальними для ефективного використання ви-
робленої електроенергії.
Однією з базових характеристик інверторів є режим їх
роботи відносно мережі, який поділяється на режими
слідкування за мережею та формування мережі. У
режимі слідкування за мережею інвертор орієнтується
на параметри напруги й частоти, задані зовнішньою ме-
режею, і не здатний самостійно підтримувати її стій-
кість. У такому разі обсяг виробленої ФЕС електроенергії
значною мірою обмежується станом мережі, зокрема
рівнем напруги та її коливаннями. При високій генерації
це може спричинити примусове зниження потужності
або повне відключення установки, що призводить до
неефективного використання устаткування ФЕС та, від-
повідно, зменшує її виробіток [36, 37].
На відміну від цього, у режимі формування мережі ін-
вертор здатний самостійно задавати параметри напруги
й частоти, виконуючи функції, подібні до традиційних
джерел генерації. Це дає змогу значно підвищити стій-
кість локальних енергетичних систем і забезпечити пов-
ніше використання енергії відновлюваних джерел. Осо-
бливо ефективною є така робота в поєднанні з
акумуляторними батареями, які компенсують коли-
вання генерації та навантаження. Як показано у [36, 38],
застосування відповідних стратегій керування зменшує
обмеження генерації та підвищує коефіцієнт викорис-
тання встановленої потужності фотоелектричних сис-
тем.
Важливим аспектом є також здатність систем працю-
вати як у мережевому, так і в острівному режимах. У ме-
режевому режимі інвертор взаємодіє з електричною
мережею, забезпечуючи передачу енергії та участь у ре-
гулюванні параметрів системи. При цьому основним об-
межувальним чинником є стан мережі низької напруги,
229
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
яка часто не розрахована на значні обсяги децентралі-
зованої генерації. У роботах [39, 40] показано, що при
переході до острівного режиму інвертор разом із систе-
мою накопичення може забезпечувати стабільне жив-
лення локального навантаження навіть за відсутності
зовнішньої мережі. Це відкриває можливість повнішого
використання енергії, яка в іншому разі могла б бути
втрачена через обмеження мережі.
Водночас низьковольтні мережі створюють суттєві тех-
нічні обмеження для інтеграції фотоелектричних сис-
тем. Одним з найкритичніших таких обмежень є підви-
щення напруги у вузлах мережі при високій генерації. Як
показано у [41], надлишкова генерація ФЕС призводить
до перевищення допустимих рівнів напруги, що змушує
інвертори зменшувати активну потужність або повністю
припиняти генерацію. Це явище є однією з основних
причин недовикористання потенціалу відновлюваних
джерел енергії в розподільчих мережах.
Крім обмежень за напругою, важливу роль відіграють
також обмеження за струмом, пов’язані з пропускною
здатністю ліній електропередачі та трансформаторів. У
роботах [41, 42] зазначено, що перевантаження елеме-
нтів мережі може виникати навіть при відносно невели-
ких обсягах генерації, якщо вона зосереджена у певних
точках мережі. Це призводить до необхідності обме-
ження генерації або перерозподілу потоків енергії, що
також знижує фактичний виробіток електроенергії.
Для зменшення впливу цих обмежень застосовуються
різні стратегії керування інверторами. Зокрема, регулю-
вання реактивної потужності дає змогу знижувати рі-
вень напруги в мережі, а отже, збільшити обсяг переда-
ної активної енергії. Крім того, завдяки використанню
акумуляторних батарей можна акумулювати надлиш-
кову енергію в періоди пікової генерації та віддавати її у
мережу пізніше, коли обмеження є менш жорсткими. Як
показано у [42], такі підходи дають змогу значно підви-
щити ефективність використання ФЕС та зменшити
втрати енергії.
Окрему увагу слід приділити вимогам мережевих стан-
дартів до інверторів. У роботі [43] зазначено, що сучасні
нормативні документи встановлюють жорсткі вимоги
щодо підтримання напруги, частоти та якості електрич-
ної енергії. Інвертори повинні забезпечувати функції об-
меження потужності, регулювання реактивної складо-
вої та захисту мережі. Водночас ці вимоги часто
призводять до додаткових обмежень генерації, оскі-
льки в разі відхилення параметрів мережі інвертор зо-
бов’язаний зменшувати потужність або відключатися.
Таким чином, відповідність стандартам, хоча й забезпе-
чує надійність роботи мережі, може негативно впливати
на обсяг вироблення енергії.
Інвертор у складі систем з установками на основі ВДЕ
виконує не лише функцію перетворення енергії, але й
виступає активним елементом керування, який визна-
чає можливість максимально повного використання до-
ступної генерації. Застосування режимів формування
мережі, використання акумуляторних систем та впрова-
дження адаптивних стратегій керування дає змогу зме-
ншити вплив обмежень низьковольтних мереж і підви-
щити обсяг виробленої енергії.
Більшість досліджень розглядають режими роботи ін-
верторів та обмеження мережі окремо, без комплекс-
ного врахування їх взаємодії в реальних умовах екс-
плуатації. Недостатньо дослідженим залишається
питання оптимального поєднання стратегій керування
інвертором та акумуляторною батареєю з урахуванням
динамічних обмежень мережі низької напруги. Також
обмежено розглянуто вплив просторового розподілу
генерації на рівень обмежень та можливості їх зняття.
Як зазначено в табл. 2, для максимізації вироблення
енергії відновлюваних джерел доцільно подальше дос-
лідження комплексних підходів, які поєднують режими
формування мережі, адаптивне регулювання потужно-
сті та використання накопичувачів енергії з урахуванням
реальних характеристик розподільчих мереж. Особ-
ливо актуальним є розроблення методів керування, за
допомогою яких можна мінімізувати обмеження гене-
рації без порушення вимог до надійності та якості елек-
тропостачання.
Перехід від аналізу
деградації до керування
виробленням енергії
Інтеграція фізично
обґрунтованих моделей у
задачі оптимізації
Формування стратегій
керування, орієнтованих
на довгострокове
вироблення
Узгодження ринкових
сигналів і технічних
обмежень деградації
Комплексне моделювання
систем типу ФЕС + СНЕ
Рис. 2. Узагальнені напрями подальших досліджень деградації акумуляторів
230
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
Таблиця 2. Напрями розвитку досліджень інверторно-орієнтованих обмежень
Задачі оптимізації Стратегії контролю Сценарії подальшого розвитку
Мінімізація обмеження генерації
через перенапругу
Керування реактивною
потужністю інвертора
Перехід до адаптивного
регулювання напруги з
прогнозуванням генерації
Узгодження генерації з
пропускною здатністю мережі
Обмеження активної потужності Заміна жорсткого обмеження на
оптимізоване перерозподілення
енергії
Зменшення втрат енергії при
піковій генерації
Використання акумуляторних
батарей
Інтелектуальне керування
зарядом / розрядом з
урахуванням стану мережі
Підвищення стійкості системи Перехід до режиму формування
мережі
Масове впровадження інверторів,
що формують мережу, як базового
режиму
Забезпечення відповідності
стандартам
Функції захисту та обмеження Гнучка адаптація стандартів під
високі частки відновлюваних
джерел
Контекст українського ринку електроенергії та допоміж-
них послуг. Сучасний ринок електроенергії України сфор-
мовано внаслідок поетапної реформи, спрямованої на ві-
докремлення видів діяльності та створення
конкурентного середовища. У його структурі передба-
чено сегменти двосторонніх договорів, ринку «на добу
наперед», внутрішньодобового та балансувального рин-
ків, а також окремий сегмент допоміжних послуг. Така
модель дає змогу узгоджувати виробництво та спожи-
вання електроенергії в умовах зростаючої частки віднов-
люваних джерел енергії, зокрема сонячної та вітрової ге-
нерації [44‒46]. Водночас особливістю українського
ринку є значна роль системного оператора в забезпе-
ченні балансу потужності, що обумовлено обмеженою
гнучкістю генерації та високою нерівномірністю вироб-
лення енергії установками на основі відновлюваних дже-
рел [47, 48].
З погляду виробництва електроенергії впровадження
ринкових механізмів створило передумови для ефекти-
внішого використання генеруючих потужностей. Проте
значне зростання встановленої потужності сонячних і ві-
трових електростанцій призвело до появи нових викли-
ків, пов’язаних з нестабільністю генерації та необхідні-
стю її балансування [48, 49]. У роботах відзначається, що
без належних стратегій управління та оптимізації режи-
мів роботи системи відбувається вимушене обмеження
виробництва об’єктами відновлюваної енергетики, що
безпосередньо знижує загальний обсяг її відпуску в ме-
режу [48, 50].
Балансуючий ринок відіграє ключову роль у забезпе-
ченні відповідності між фактичним і запланованим ви-
робництвом електроенергії. Його функціонування базу-
ється на використанні маневрових потужностей,
здатних швидко змінювати рівень генерації. Імітаційні
дослідження показують, що ефективність цього сегме-
нта значною мірою залежить від урахування системних
обмежень та правильного вибору стратегій керування
режимами роботи об’єднаної енергетичної системи
[47]. За умов високої частки відновлюваних джерел ене-
ргії потреба в таких механізмах зростає, оскільки саме
вони визначають можливість інтеграції додаткових об-
сягів сонячної та вітрової генерації без зниження надій-
ності системи [48].
Допоміжні послуги є невід’ємною складовою забезпе-
чення стійкої роботи енергосистеми та безпосередньо
впливають на обсяги виробництва електроенергії. До них
належать резерви частоти, потужності та інші інструме-
нти підтримки режиму роботи мережі. В умовах України
їх розвиток стримується обмеженою кількістю постачаль-
ників (табл. 3) і високою концентрацією ринку, що знижує
конкуренцію та ефективність використання ресурсів [46].
Як наслідок, частина потенційної генерації, особливо
установками на основі ВДЕ, не може бути реалізована че-
рез відсутність достатніх резервів для балансування.
Таблиця 3. Частки ринку в конкурентному сегменті (10 найбільших постачальників за обсягом), 2020 рік [46]
Компанія Частка
ТОВ «Д. Трейдінг» (група ДТЕК) 26.7 %
ТОВ «Енерго Збут Транс» 6.4 %
ТОВ «Київські енергетичні послуги» (група ДТЕК) 5.2 %
231
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
ТОВ «Дніпровські енергетичні послуги» (група ДТЕК) 4.0%
ТОВ «Київська обласна енергопостачальна компанія» 3.1 %
ТОВ «Одеська обласна енергопостачальна компанія» 3.0 %
ТОВ «Торгова електрична компанія» 2.8 %
ТОВ «Львівенергозбут» 2.6 %
ПрАТ «Харківенергозбут» 2.5 %
ТОВ «Полтаваенергозбут» 2.1 %
Загалом 58.4 %
Фактичний стан закупівель допоміжних послуг свідчить
про поступове розширення цього сегмента. За даними
системного оператора, останніми роками спостеріга-
ється зростання обсягів закупівель резервів, зокрема за
рахунок залучення нових генеруючих об’єктів [51]. Вод-
ночас регуляторні звіти вказують на наявність фінансо-
вих дисбалансів та заборгованості на балансуючому ри-
нку, що ускладнює його ефективне функціонування [46,
52]. Це своєю чергою негативно впливає на можливості
оптимального планування виробництва електроенергії
та знижує стимул для впровадження нових гнучких по-
тужностей.
Особливу увагу в сучасних дослідженнях приділено
впливу накопичувачів енергії на функціонування ринку
та збільшення обсягів виробництва об’єктами відновлю-
ваної енергетики. Зокрема, зазначається, що впрова-
дження акумуляторних систем сприяє зменшенню об-
меження генерації сонячних і вітрових електростанцій,
підвищенню ефективності використання встановлених
потужностей та забезпеченню рівномірнішого поста-
чання електроенергії в мережу [50]. Отже, оптимізація
режимів роботи з урахуванням накопичення енергії стає
ключовим чинником максимізації вироблення.
Перспективи розвитку українського ринку електроенер-
гії пов’язані з подальшою інтеграцією з європейською
енергетичною системою, підвищенням гнучкості гене-
рації та розширенням використання відновлюваних
джерел енергії [45, 53]. Очікується, що розвиток допомі-
жних послуг і впровадження сучасних стратегій керу-
вання приведе до зменшення втрат від обмеження ге-
нерації та забезпечення повнішого використання
потенціалу сонячної та вітрової енергії. Крім того, важ-
ливим напрямом є децентралізація виробництва, яка
сприяє підвищенню стійкості енергосистеми та змен-
шенню навантаження на магістральні мережі [49, 54].
Проте аналіз розглянутих джерел показує, що більшість
досліджень зосереджена на загальних питаннях функці-
онування ринку, балансування та інтеграції установок на
основі відновлюваних джерел енергії, тоді як питання
максимізації виробництва електроенергії залишаються
недостатньо розкритими. Зокрема, мало досліджено
вплив комплексної оптимізації роботи сонячних елект-
ростанцій у поєднанні з накопичувачами енергії на уч-
асть у різних сегментах ринку та надання допоміжних
послуг. Також потребують подальшого вивчення страте-
гії керування, які дають змогу одночасно підвищити ви-
роблення «зеленої» електроенергії та забезпечити ста-
більність енергосистеми.
Нові напрями досліджень. Проведений аналіз існуючих
підходів до роботи фотоелектричних станцій з блоками
акумулювання енергії показав, що сучасні дослідження
переважно зосереджені на питаннях оптимізації еконо-
мічної ефективності, особливо максимізації прибутко-
вості участі в ринку електричної енергії, мінімізації ви-
трат або визначення оптимальних стратегій торгівлі.
Водночас питання максимізації використання виробле-
ної електроенергії, особливо в умовах обмежень ме-
режі та нерівномірності генерації, розглянуті недостат-
ньо. Зокрема, виявлено низку нерозкритих або частково
розкритих питань, які мають суттєве значення для прак-
тичної експлуатації фотоелектричних систем з установ-
ками зберігання енергії.
По-перше, у більшості досліджень не приділяється на-
лежної уваги втратам генерації, що виникають внаслі-
док обмежень інверторного обладнання, пропускної
здатності мережі або невідповідності між профілем ге-
нерації та режимами споживання чи відпуску електрое-
нергії. За таких умов частина виробленої електроенергії
не може бути використана або передана в мережу, що
безпосередньо знижує ефективність роботи системи.
Наявні підходи розглядають ці втрати переважно опосе-
редковано або в контексті економічних показників, без
детального аналізу їх фізичної природи та залежності
від режимів роботи установки зберігання енергії.
По-друге, у науковій літературі відсутній системний по-
рівняльний аналіз різних режимів роботи установок
зберігання енергії у складі фотоелектричних систем. Іс-
нуючі роботи здебільшого зосереджуються на окремих
стратегіях керування або оптимізаційних алгоритмах,
без розгляду їх у єдиній методологічній площині та без
оцінки їх впливу на обсяг використаної генерації. Внаслі-
док цього відсутнє чітке розуміння того, які режими ро-
боти є найефективнішими за різних умов експлуатації.
По-третє, спостерігається дефіцит досліджень, у яких ре-
зультати моделювання зіставляються з реальними да-
ними експлуатації фотоелектричних систем з блоками
акумулювання енергії. Відсутність такого порівняння об-
межує достовірність отриманих висновків і не дає змоги
232
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
повною мірою оцінити ефективність запропонованих
підходів у практичних умовах.
З урахуванням виявлених обмежень у подальшій роботі
пропонується зосередити увагу на дослідженні впливу
режимів роботи установок зберігання енергії на ефекти-
вність використання виробленої електроенергії у складі
фотоелектричних систем, що функціонують в умовах ри-
нку електричної енергії.
Основним напрямом дослідження передбачається сис-
тематизація та порівняльний аналіз типових режимів
роботи установок зберігання енергії, спрямованих на
підвищення ефективності використання фотоелектрич-
ної генерації в умовах реальних технічних і ринкових об-
межень. У межах цього підходу планується дослідити, у
який спосіб різні принципи керування акумуляторними
системами впливають на здатність фотоелектричної ста-
нції реалізовувати вироблену електроенергію та мінімі-
зувати її втрати.
Очікується, що проведене дослідження дасть змогу
встановити залежності між режимами роботи установок
зберігання енергії та обсягами фактично використаної
генерації за однакових технічних параметрів системи.
Особливу увагу буде приділено виявленню ситуацій, у
яких неузгоджені або неефективні режими роботи
акумуляторних систем призводять до втрати частини
виробленої енергії, зокрема, через недоступність ємно-
сті для прийому надлишкової генерації або нераціона-
льний розподіл енергетичних ресурсів у часі.
Методично дослідження ґрунтуватиметься на поєд-
нанні аналізу узагальнених моделей та даних реальної
експлуатації, що дасть змогу оцінити вплив режимів ро-
боти як у теоретичних, так і в практичних умовах. Такий
підхід дає можливість не лише визначити потенційно
ефективні режими функціонування систем, але й вста-
новити ступінь їх відповідності реальним умовам ро-
боти, а також виявити причини відхилень між очікува-
ними та фактичними результатами.
У підсумку результати дослідження мають забезпечити
формування обґрунтованих рекомендацій щодо вибору
режимів роботи установок зберігання енергії, спрямо-
ваних на підвищення ефективності використання виро-
бленої електроенергії фотоелектричними системами
при їх роботі на ринку електричної енергії (рис. 3). За-
пропонований підхід дає змогу перейти від переважно
теоретичних і економічно орієнтованих моделей до
практичного аналізу, що враховує реальні умови екс-
плуатації та обмеження енергосистеми.
Дослідження впливу режимів роботи
станції, стану обладнання та мережі на
обмеження генерації енергії
Моделювання станції та вивчення впливу підходів керування
у єдиній методологічній площині на обсяг генерації
Побудова тестової станції та
відпрацювання результатів моделювання
на реальній установці
Систематизація отриманих результатів та структуризація
досліджених підходів
Рис. 3. Блок-схема плану розвитку дослідження
233
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
Висновки. У цій роботі проведено системний аналіз су-
часних підходів до функціонування фотоелектричних
станцій з блоками акумулювання енергії в умовах ринку
електроенергії з акцентом на їх вплив на вироблення
електроенергії та ефективність використання відновлю-
ваного ресурсу.
Визначені напрями для розвитку нових наукових підхо-
дів до зміни фокусу дослідження з економічної ефекти-
вності ФЕС + АКБ на їх здатність забезпечувати максима-
льний виробіток електроенергії. Узагальнено та
систематизовано існуючі підходи до моделювання та-
ких систем та керування ними з урахуванням взаємодії
технічних, ринкових і деградаційних чинників. Визна-
чено необхідність створення комплексних моделей, які
одночасно враховуватимуть режими роботи накопичу-
вачів, обмеження мережі та зміну характеристик систем
у часі.
Теоретичне значення дослідження полягає в розвитку
підходів до аналізу ФЕС + АКБ як багатофункціонального
енергетичного активу, що впливає не лише на економі-
чні показники, а й на фізичні параметри вироблення
електроенергії. Отримані результати розширюють уяв-
лення про взаємозв’язок між стратегіями керування, де-
градацією акумуляторів і довгостроковою ефективністю
використання сонячної генерації.
Практичне значення полягає у можливості викорис-
тання отриманих результатів для вдосконалення страте-
гій керування фотоелектричними системами з накопи-
чувачами енергії. Запропонований підхід дає змогу
підвищити коефіцієнт використання встановленої поту-
жності, зменшити втрати генерації та забезпечити більш
стабільний відпуск електроенергії в умовах реальних
ринкових і технічних обмежень.
Соціально-економічний ефект від впровадження ре-
зультатів дослідження полягає у підвищенні ефективно-
сті використання відновлюваних джерел енергії, змен-
шенні втрат електроенергії та покращенні стабільності
роботи енергосистем. Це сприяє зниженню потреби в
резервних потужностях, зменшенню викидів та підви-
щенню енергетичної безпеки, зокрема, в умовах розви-
тку децентралізованої генерації.
Перспективи подальших досліджень пов’язані з розро-
бленням інтегрованих моделей керування ФЕС + АКБ,
які одночасно враховують ринкові механізми, технічні
обмеження, деградацію акумуляторів і динаміку вироб-
лення електроенергії в довгостроковій перспективі.
Особливо актуальним є проведення досліджень на ос-
нові реальних експлуатаційних даних, а також розроб-
лення методів оптимізації, спрямованих на максиміза-
цію фактичного вироблення електроенергії в умовах
багатосервісної участі систем у ринку електроенергії.
Фінансування. Це дослідження виконано за підтримки
проєкту 26-PKVV-UM-002 «Продовження багатосторон-
ніх досліджень енергетичної безпеки в умовах воєнної
та післявоєнної України між Західночеським університе-
том у Пльзені, ВНТУ у Вінниці, НТУ в Києві та СБТУ в Хар-
кові».
ПОСИЛАННЯ
1. International Energy Agency. World Energy Outlook
2025. Paris: IEA, 2025. Available at:
https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-
2025 [in English].
2. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. Pho-
tovoltaics Report. Freiburg: Fraunhofer ISE, 2025.
Available at: https://www.ise.fraunhofer.de/en/publi-
cations/studies/photovoltaics-report.html [in English].
3. REN21. Renewables Global Status Report 2025: Global
Overview. Paris: REN21 Secretariat, 2025. Available at:
https://www.ren21.net/gsr-2025/global_overview/ [in
English].
4. Naseri N., Ghiassi-Farrokhfal Y., Ketter W., Collins J.
Understanding and managing the participation of bat-
teries in reserve electricity markets. Decision Support
Systems. 2023, Vol. 165, 113895.
https://doi.org/10.1016/j.dss.2022.113895 [in English].
5. Rancilio G., Bovera F., Spiller M., Merlo M., Delfanti M.
BESS and the ancillary services markets: A symbiosis
yet? Impact of market design on performance. Applied
Energy. 2024, Vol. 375, 124153.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2024.124153 [in
English].
6. Li B., Liu Z., Wu Y., Wang P., Liu R., Zhang L. Review on
photovoltaic with battery energy storage system for
power supply to buildings: Challenges and opportuni-
ties. Journal of Energy Storage. 2023, Vol. 61, 106763.
https://doi.org/10.1016/j.est.2023.106763 [in English].
7. Chatzigeorgiou N. G., Theocharides S., Makrides G.,
Georghiou G. E. A review on battery energy storage
systems: Applications, developments and research
trends of hybrid installations in the end-user sector.
Journal of Energy Storage. 2024, Vol. 86, 111192.
https://doi.org/10.1016/j.est.2024.111192 [in English].
8. Nazaralizadeh S., Banerjee P., Srivastava A. K.,
Famouri P. Battery energy storage systems: A review of
energy management systems and health metrics. Ener-
gies. 2024, Vol. 17, no. 5, 1250.
https://doi.org/10.3390/en17051250 [in English].
9. Tziovani L., Hadjidemetriou L., Timotheou S. Optimiz-
ing the bidding strategy and assessing profitability of
over-install renewable plants equipped with battery
energy storage systems. Renewable Energy. 2024, Vol.
234, 121247.
https://doi.org/10.1016/j.renene.2024.121247 [in Eng-
lish].
10. Prakash K., Ali M., Siddique M. N. I., Chand A. A.,
Kumar N. M., Dong D., Pota H. R. A review of battery
234
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
energy storage systems for ancillary services in distri-
bution grids: Current status, challenges and future di-
rections. Frontiers in Energy Research. 2022, Vol. 10,
971704. https://doi.org/10.3389/fenrg.2022.971704
[in English].
11. Mushid F. C., Khan M. F. Battery energy storage for an-
cillary services in distribution networks: Technologies,
applications, and deployment challenges—A compre-
hensive review. Energies. 2025, Vol. 18, no. 20, 5443.
https://doi.org/10.3390/en18205443 [in English].
12. Gonzalez-Saenz J., Becerra V. Optimal battery energy
storage dispatch for the day-ahead electricity market.
Batteries. 2024, Vol. 10, no. 7, 228.
https://doi.org/10.3390/batteries10070228 [in Eng-
lish].
13. Bahloul M., Daoud M., Khadem S. K. Optimal dispatch
of battery energy storage for multi-service provision in
a collocated PV power plant considering battery age-
ing. Energy. 2024, Vol. 293, 130744.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2024.130744 [in Eng-
lish].
14. Scrocca A., Pisani R., Andreotti D., Rancilio G., Delfanti
M., Bovera F. Optimal spot market participation of PV
+ BESS: Impact of BESS sizing in utility-scale and distrib-
uted configurations. Energies. 2025, Vol. 18, no. 14,
3791. https://doi.org/10.3390/en18143791 [in Eng-
lish].
15. Mirzaei Alavijeh N., Khezri R., Mazidi M., Steen D.,
Tuan L.A. Optimal scheduling of battery storage sys-
tems in the Swedish multi-FCR market incorporating
battery degradation and technical requirements. 2024.
https://doi.org/10.48550/arXiv.2406.07301 [in Eng-
lish].
16. Xu B., Zhao J., Zheng T., Litvinov E., Kirschen D.S. Fac-
toring the cycle aging cost of batteries participating in
electricity markets. arXiv preprint. 2017.
https://doi.org/10.48550/arXiv.1707.04567 [in Eng-
lish].
17. Lee Y.-R., Kim H.-J., Kim M.-K. Optimal operation
scheduling considering cycle aging of battery energy
storage systems on stochastic unit commitments in mi-
crogrids. Energies. 2021, Vol. 14, no. 2, 470.
https://doi.org/10.3390/en14020470 [in English].
18. Panda S., Rout P.K., Sahu B.K., Mbasso W.F., Jangir P.,
Elrashidi A. Optimization-based energy management
for grid-connected photovoltaic-battery systems in
smart grids using demand response and particle swarm
optimization. Engineering Reports. 2025, Vol. 7, no. 7,
e70305. https://doi.org/10.1002/eng2.70305 [in Eng-
lish].
19. Song H., Liu C., Moradi Amani A., Gu M., Jalili M.,
Meegahapola L., Yu X., Dickeson G. Smart optimization
in battery energy storage systems: An overview. En-
ergy and AI. 2024, Vol. 17, 100378.
https://doi.org/10.1016/j.egyai.2024.100378 [in Eng-
lish].
20. Dong X.-J., Shen J.-N., Ma Z.-F., He Y.-J. Stochastic opti-
mization of integrated electric vehicle charging sta-
tions under photovoltaic uncertainty and battery
power constraints. Energy. 2025, Vol. 314, 134163.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2024.134163 [in Eng-
lish].
21. Rezaeimozafar M., Barrett E., Monaghan R. F. D.,
Duffy M. A stochastic method for behind-the-meter
PV-battery energy storage systems sizing with degra-
dation minimization by limiting battery cycling. Journal
of Energy Storage. 2024, Vol. 86, Part A, 111199.
https://doi.org/10.1016/j.est.2024.111199 [in English].
22. Lun Mora Pous A., García-Muñoz F., Jorquera-Bravo N.,
Aranguiz R., Bugueño Olivos V. Hybrid adaptive robust
stochastic optimization model for the design of a pho-
tovoltaic battery energy storage system. arXiv preprint.
2025. https://doi.org/10.48550/arXiv.2509.19054 [in
English].
23. Mary N., Dessaint L.-A. Robust model predictive con-
trol of battery energy storage with neural network
forecasting for peak shaving in university campus.
Journal of Building Engineering. 2025, Vol. 107,
112445. https://doi.org/10.1016/j.jobe.2025.112445
[in English].
24. Alharbi Y., Darwish A., Ma X. A review of model predic-
tive control for grid-connected PV applications. Elec-
tronics. 2025, Vol. 14, no. 4, 667.
https://doi.org/10.3390/electronics14040667 [in Eng-
lish].
25. Amar A., Yusupov Z. Real-time capable MPC-based en-
ergy management of hybrid microgrid. Processes.
2025, Vol. 13, no. 9, 2883.
https://doi.org/10.3390/pr13092883 [in English].
26. Kang H., Jung S., Kim H., Jeoung J., Hong T. Reinforce-
ment learning-based optimal scheduling model of bat-
tery energy storage system at the building level. Re-
newable and Sustainable Energy Reviews. 2024, Vol.
190, Part A, 114054.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2023.114054 [in Eng-
lish].
27. Xu B., Oudalov A., Ulbig A., Andersson G.,
Kirschen D. S. Modeling of lithium-ion battery degrada-
tion for cell life assessment. IEEE Transactions on
Smart Grid. 2018, Vol. 9, no. 2, pp. 1131–1140.
https://doi.org/10.1109/TSG.2016.2578950 [in Eng-
lish].
28. Schmalstieg J., Käbitz S., Ecker M., Sauer D. U. A holis-
tic aging model for Li(NiMnCo)O₂ based 18650 lithium-
ion batteries. Journal of Power Sources. 2014, Vol. 257,
pp. 325–334. https://doi.org/10.1016/j.jpow-
sour.2014.02.012 [in English].
235
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
29. Birkl C. R., Roberts M. R., McTurk E., Bruce P. G.,
Howey D.A. Degradation diagnostics for lithium ion
cells. Journal of Power Sources. 2017, Vol. 341, pp.
373–386. https://doi.org/10.1016/j.jpow-
sour.2016.12.011 [in English].
30. Edge J. S., O’Kane S., Prosser R., Kirkaldy N. D.,
Patel A. N., Hales A., Ghosh A., Ai W., Chen J., Yang J.,
Li S., Pang M.-C., Bravo Diaz L., Tomaszewska A.,
Marzook M. W., Radhakrishnan K. N., Wang H.,
Patel Y., Wu B., Offer G.J. Lithium ion battery degrada-
tion: what you need to know. Physical Chemistry Chemi-
cal Physics. 2021, Vol. 23, no. 14, pp. 8200–8221.
https://doi.org/10.1039/D1CP00359C [in English].
31. Yang X.-G., Leng Y., Zhang G., Ge S., Wang C.-Y. Model-
ing of lithium plating induced aging of lithium-ion bat-
teries: Transition from linear to nonlinear aging. Jour-
nal of Power Sources. 2017, Vol. 360, pp. 28–40.
https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2017.05.110 [in
English].
32. He G., Chen Q., Kang C., Xia Q. Optimal bidding strat-
egy of battery storage in power markets considering
performance-based regulation and battery cycle life.
IEEE Transactions on Smart Grid. 2016, Vol. 7, no. 5,
pp. 2359–2367.
https://doi.org/10.1109/TSG.2015.2424314 [in Eng-
lish].
33. Sioshansi R. Increasing the value of wind with energy
storage. The Energy Journal. 2011, Vol. 32, no. 2.
https://doi.org/10.5547/ISSN0195-6574-EJ-Vol32-No2-
1 [in English].
34. Zakeri B., Syri S. Electrical energy storage systems: A
comparative life cycle cost analysis. Renewable and
Sustainable Energy Reviews. 2015, Vol. 42, pp. 569–
596. https://doi.org/10.1016/j.rser.2014.10.011 [in
English].
35. Staffell I., Rustomji M. Maximising the value of electric-
ity storage. Journal of Energy Storage. 2016, Vol. 8, pp.
212–225. https://doi.org/10.1016/j.est.2016.08.010 [in
English].
36. Yin K., Xiao Y., Shen X., Zhu Y., Yang Y. Review of pho-
tovoltaic–battery energy storage systems for grid-
forming operation. Batteries. 2024, Vol. 10, no. 8, 288.
https://doi.org/10.3390/batteries10080288 [in Eng-
lish].
37. Babu V. V., Roselyn J. P., Nithya C., Sundaravadivel P.
Development of grid-forming and grid-following in-
verter control in microgrid network ensuring grid sta-
bility and frequency response. Electronics. 2024, Vol.
13, no. 10, 1958. https://doi.org/10.3390/electron-
ics13101958 [in English].
38. Cai Y., Yu L., Wu M., Lv S., Fu Z., Tong W., Li W., Shi S.
Grid-forming control for solar generation system with
battery energy storage. Energies. 2024, Vol. 17, no. 15,
3642. https://doi.org/10.3390/en17153642 [in Eng-
lish].
39. Anttila S., Döhler J. S., Oliveira J. G., Boström C. Grid
forming inverters: A review of the state of the art of
key elements for microgrid operation. Energies. 2022,
Vol. 15, no. 15, 5517.
https://doi.org/10.3390/en15155517 [in English].
40. Ward L., Subburaj A., Demir A., Chamana M.,
Bayne S. B. Analysis of grid-forming inverter controls
for grid-connected and islanded microgrid integration.
Sustainability. 2024, Vol. 16, no. 5, 2148.
https://doi.org/10.3390/su16052148 [in English].
41. Gao X., Zhang J., Sun H., Liang Y., Wei L., Yan C., Xie Y.
A review of voltage control studies on low voltage dis-
tribution networks containing high penetration distrib-
uted photovoltaics. Energies. 2024, Vol. 17, no. 13,
3058. https://doi.org/10.3390/en17133058 [in Eng-
lish].
42. Soares L. T. F., Souza A. C., Silva W. W. A. G.,
Pugliese L.F., Alves G.H. Grid-connected photovoltaic
systems with energy storage for ancillary services. En-
ergies. 2023, Vol. 16, no. 21, 7379.
https://doi.org/10.3390/en16217379 [in English].
43. Chmielowiec K., Topolski Ł., Dutka M., Piszczek A., Han-
zelka Z., Rodziewicz T. Technical requirements of pho-
tovoltaic inverters for low voltage distribution net-
works. Inventions. 2024, Vol. 9, no. 4, 91.
https://doi.org/10.3390/inventions9040091 [in Eng-
lish].
44. Kostyrko R., Kosova T., Kostyrko L., Zaitseva L., Melny-
chenko O. Ukrainian market of electrical energy: Re-
forming, financing, innovative investment, efficiency
analysis, and audit. Energies. 2021, Vol. 14, no. 16,
5080. https://doi.org/10.3390/en14165080 [in Eng-
lish].
45. International Energy Agency. Ukraine energy profile.
Paris: IEA, 2024. Available at:
https://iea.blob.core.windows.net/assets/ac51678f-
5069-4495-9551-87040cb0c99d/UkraineEnergyPro-
file.pdf [in English].
46. OECD. Competition market study of Ukraine’s electric-
ity sector. Paris: OECD Publishing, 2023.
https://doi.org/10.1787/f28f98ed-en [in English].
47. Blinov I., Parus Y. V., Ivanov H. A. Imitation modeling of
the balancing electricity market functioning taking into
account system constraints on the parameters of the
IPS of Ukraine mode. Technical Electrodynamics. 2017,
no. 6, pp. 72–79. https://doi.org/10.15407/tech-
ned2017.06.072 [in English].
48. Kurbatova T., Sotnyk I., Prokopenko O., Tu Y.-x. Balanc-
ing Ukraine’s energy system: Challenges under high re-
newable energy penetration and the COVID-19 pan-
demic. E3S Web of Conferences. 2021, Vol. 280,
05007.
236
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
https://doi.org/10.1051/e3sconf/202128005007 [in
English].
49. Kostenko H., Zaporozhets A., Zaporozhets N.V., Ver-
peta V. O. Aspects of integrating renewable distributed
generation into the energy supply system of Ukraine.
The Problems of Economy. 2024, Vol. 2, no. 60, pp. 83–
93. https://doi.org/10.32983/2222-0712-2024-2-83-93
[in English].
50. World Bank. Ukraine: Improving power system resili-
ence for European power grid integration project. Pro-
ject appraisal document (P176114). Washington, DC:
World Bank, 2021. Available at: https://docu-
ments1.worldbank.org/cu-
rated/en/803731625364161631/pdf/Ukraine-Improv-
ing-Power-System-Resilience-for-European-Power-
Grid-Integration-Project.pdf [in English].
51. NPC Ukrenergo. Reports on ancillary services and bal-
ancing market of Ukraine. Available at: https://ua.en-
ergy/ [in Ukrainian].
52. National Energy and Utilities Regulatory Commission of
Ukraine. Regulatory reports on the electricity market
(2022–2024). Kyiv: NEURC, 2024. Available at:
https://www.nerc.gov.ua/ [in Ukrainian].
53. European Bank for Reconstruction and Development.
Ukraine. In: Transition Report 2024–25: Navigating In-
dustrial Policy. London: EBRD, 2024. Available at:
https://www.ebrd.com/content/dam/ebrd_dxp/as-
sets/pdfs/office-of-the-chief-economist/transition-re-
port-archive/transition-report-2024/country-assess-
ments-2023-24/eastern-europe-and-the-
caucasus/Transition-Report-2024-25-Ukraine.pdf [in
English].
54. IRENA. Renewable energy roadmap: Eastern Partner-
ship. Abu Dhabi: International Renewable Energy
Agency, 2025. Available at: https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publica-
tion/2025/Aug/IRENA_OUT_REmap_Eastern_Partner-
ship_2025.pdf [in English].
237
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
UDС 621.3 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2025.4(83).221-251
ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS
WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS
Received May 06, 2026; accepted Jun. 26, 2026
Available online June. 30, 2026
Budko V.1, Lazorko M.2, Milan Belik3,
Bobba Phaneendra Babu4, Budko M.5
Author for correspondence: Lazorko Mykola,
e-mail: lazorko.mykola@lll.kpi.ua
Abstract. The increasing share of solar generation in the structure
of the electric power sector is accompanied by growing variability in
electricity production and an increase in curtailment volumes, lead-
ing to underutilization of the available energy resource. Under such
conditions, energy storage systems are considered a key tool for en-
hancing the actual electricity output; however, existing approaches
to their application are primarily focused on economic optimisation
rather than maximising generation. This necessitates reconsidering
the role of photovoltaic power plants with battery energy storage
systems as a means of improving generation efficiency under elec-
tricity market conditions. The aim of this study is to provide a sys-
tematic analysis of modern approaches to the operation of photo-
voltaic systems with battery energy storage in market
environments, focusing on their impact on the volume and stability
of electricity generation. To achieve this objective, the following
tasks are addressed: generalization of approaches to considering photovoltaic systems with battery storage as a
multi-functional market asset; analysis of optimization methods and control strategies for energy storage sys-
tems; investigation of battery degradation modeling approaches and their impact on long-term performance; ex-
amination of inverter and distribution network constraints; and analysis of the specific features of the Ukrainian
electricity market in the context of energy storage integration. Methodologically, the study is based on a compar-
ative analysis of contemporary scientific literature covering optimisation of operating modes for photovoltaic sys-
tems with battery storage, modelling of their technical characteristics, and their participation in various segments
of electricity markets. Particular attention is paid to aligning the technical processes of generation and storage
with market mechanisms, as well as evaluating the impact of control strategies on actual electricity output. The
results show that the efficiency of photovoltaic systems with battery energy storage is determined not only by
storage parameters but also by selected operating modes, which affect generation curtailment levels, utilisation
of installed capacity, and long-term availability of the energy resource. It is demonstrated that neglecting battery
degradation and network constraints leads to overestimation of system performance, while their inclusion signif-
icantly alters optimal control strategies. A lack of integrated approaches that simultaneously consider market
conditions, technical constraints, and temporal changes in system characteristics is identified. The obtained results
provide a basis for defining scientifically grounded directions for further research aimed at developing integrated
control models for photovoltaic systems with battery energy storage, focused on maximising actual electricity
generation and minimising energy losses during operation.
Keywords: photovoltaic power plants; energy storage systems; electricity generation; operating mode
optimisation; power system balancing; generation curtailment; inverter-dominated networks; renewable
energy sources.
List of terms and abbreviations used
RES – renewable energy sources
PVP – photovoltaic power plant
BES – battery energy storage
EMS – energy management system
ESS – energy storage system
DAM – day-ahead market
1 Doctor of Sciences, professor
https://orcid.org/0000-0002-6219-4221
2 postgraduate
https://orcid.org/0000-0002-2926-761X
3 PhD
https://orcid.org/0000-0002-9907-5365
4 PhD, professor
https://orcid.org/0000-0001-9390-0048
5 PhD, Assoc. Prof.
https://orcid.org/0000-0003-0928-1657
1, 2, 5 Igor Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute,
National Technical University of Ukraine,
Kyiv, Ukraine;
1, 2, 5 Institute of Renewable Energy, National
Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv,
Ukraine;
3 University of West Bohemia, Pilsen, Czech
Republic, Czech Photovoltaic Association,
Pilsen, Czech Republic;
4 Gokaraju Rangaraju Institute of Engineering
and Technology, India.
238
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
Introduction. The transformation of the global energy sec-
tor in the 21st century is centered on low-carbon technolo-
gies and the active deployment of power plants based on
renewable energy sources. According to current statistical
data [1–3], solar photovoltaics is a key factor in the expan-
sion of electricity generation, which is fundamentally
changing the architecture of the global energy balance. At
the same time, this transformation is changing not only the
structure of generation but also the principles of power sys-
tem operation, as the share of capacity with variable out-
put—which depends on natural conditions—is increasing.
During the development phase of coal-fired technologies
initially, and later nuclear power, the traditional model of
the electric power industry was based on the use of con-
trollable power plants capable of ensuring stable electricity
generation in accordance with the load. Under current con-
ditions, characterized by a high share of electricity genera-
tion from renewable energy sources (RES), this model is
transforming into a system in which flexibility plays a key
role. In particular, this is reflected in the development of
segmented electricity markets, namely “day-ahead,” intra-
day, and balancing mechanisms that ensure the coordina-
tion of electricity generation and consumption under con-
ditions of uncertainty [4,5]. Under such conditions, the
efficiency of power system operation is primarily deter-
mined by the ability to adapt its operation to changing ex-
ternal conditions (e.g., changes in solar radiation intensity),
which result in electricity generation that is uneven relative
to the load.
Solar power generation facilities, despite their significant
advantages in terms of environmental friendliness and the
use of local energy resources, are characterized by uneven
electricity production, which is caused by daily and sea-
sonal fluctuations in solar radiation intensity (W/m²). Con-
stant changes in this indicator over time lead to a mismatch
between generation and consumption, as well as to re-
strictions on electricity supply during periods of peak gen-
eration [2,6]. As a result of such mismatches, a portion of
the potentially available energy resource remains unused,
which reduces the overall efficiency of photovoltaic sys-
tems.
One way to improve the efficiency of renewable energy use
is to integrate energy storage units into existing power sys-
tems with a significant share of intermittent generation.
Storage systems enable the temporal redistribution of elec-
tricity by accumulating it during periods of excess genera-
tion and utilizing it accordingly during periods of increased
electricity demand. This helps to smooth the electricity
generation profile and reduce generation curtailment,
while also creating the conditions for more effective inte-
gration of renewable sources into existing power systems
[6–8].
In this context, the combination of photovoltaic systems
with energy storage systems (PVP+BES) is viewed as a prac-
tical solution not only for improving the efficiency of solar
energy utilization but also for expanding the functional ca-
pabilities of generating capacity. Such combinations can
integrate electricity generation with storage and flexible
operation control, allowing the generation profile to be
adapted to market conditions and the needs of the power
system [4,7]. Accordingly, PV+Battery systems are gradu-
ally transforming from passive generation sources into ac-
tive energy facilities capable of participating in various seg-
ments of the electricity market.
The development of flexible electricity markets creates
new opportunities for the use of such systems. In particu-
lar, energy storage systems can be engaged in providing an-
cillary services, participating in system balancing, and opti-
mizing generation modes in accordance with market
demands. Recent studies show that the efficiency of
PVP+BES systems is largely determined by both the tech-
nical characteristics of the system and the specifics of the
market structure, including rules for participation in various
market segments and price formation mechanisms [4,5,9].
At the same time, despite a significant number of studies in
this field, a number of unresolved issues remain. A signifi-
cant portion of scientific work focuses on the economic as-
pects of PVP+BES operation, while issues of maximizing
electricity generation and the efficient use of renewable
energy resources are not addressed comprehensively
enough. Furthermore, the impact of operating modes and
battery degradation on the long-term efficiency of systems
is given limited consideration [8,9].
Thus, under current conditions, there is a need for a sys-
tematic analysis of approaches to the operation of photo-
voltaic systems with energy storage, taking into account
both technical and market factors. Particular attention
should be paid to studying how control and optimization
strategies affect electricity generation and the utilization
rate of installed capacity.
The purpose of this review article is to summarize current
approaches to the operation of PV systems with batteries
in market conditions and to determine their impact on the
efficient supply of electricity to the current load. This work
analyzes existing control strategies, optimization ap-
proaches, and the specifics of integrating such systems into
the structure of modern electricity markets, and identifies
directions for further research in this field.
Photovoltaic power plant systems with battery storage
units as a multifunctional market asset. The ongoing de-
velopment of electrical energy storage systems is expand-
ing their functionality within power systems, particularly
when integrated with photovoltaic power plants (PVPs).
Given the high share of solar generation, the stochastic na-
ture of electricity production creates irregularities in power
output, leading to forced generation curtailments, over-
loads in distribution networks, and reduced efficiency in
the utilization of PV plant capacity. In this context, PV +
BMS (battery management systems) should be viewed pri-
marily as a tool for improving the efficiency of electricity
generated by PV through its spatial and temporal redistri-
bution.
239
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
Batteries, in combination with solar power plants, serve as
a buffer that allows:
• storing excess electricity during peak solar generation
hours;
• shift energy delivery to hours of increased demand;
• create a controlled power delivery schedule;
• reduce the rate of power change;
• minimize generation losses due to export restrictions.
Thus, the participation of PVP+BES storage systems in the
electricity market is viewed not merely as a financial mech-
anism, but as a means of technologically realizing the full
potential of local photovoltaic energy resources. The ques-
tion of the most effective way to integrate batteries into a
market with many possibilities remains open. It is im-
portant to determine which operating models can improve
the flexibility of the power system and how battery perfor-
mance will vary depending on the chosen scenario. A key
challenge in integrating batteries with photovoltaic power
plants is finding a balance between technical characteristics
(power and capacity) and the chosen operating strategy,
which would ensure the fastest payback and maximum
profit. The scientific community emphasizes that the devel-
opment of distribution networks with a high share of elec-
tricity generation from renewable energy sources is accom-
panied by increasing challenges related to power quality,
frequency stability, voltage regulation, and overload con-
trol. Approaches to BES management in distribution net-
works are being developed that combine both local algo-
rithms (using control strategies based on rules or on the
“sagging” of operating parameters) and centralized optimi-
zation approaches that account for network constraints
[10].
To address the objectives of the M5BAT project [11], the
simultaneous use of three different types of electrochemi-
cal battery systems (lithium-ion, lead-acid, and sodium-
nickel-chloride) was combined with a complex hierarchical
control architecture, which allowed for the effective utiliza-
tion of the advantages of each BES. Lithium-ion batteries,
with their power density and fast response capabilities,
were primarily used for frequency regulation and support-
ing transient processes, achieving a response time of less
than one second. Sodium-nickel-chloride batteries, with
their energy density and long-duration capabilities, han-
dled large amounts of energy, including four-hour peak
load reduction and shifting the operating time of renewa-
ble energy. Lead-acid batteries provided intermediate sup-
port, particularly for applications requiring frequent but
shallow discharge cycles. The proposed Energy Manage-
ment System (EMS) dynamically allocated power flows, tak-
ing into account real-time grid conditions, using Model Pre-
dictive Control (MPC) algorithms to optimally distribute the
load across each battery type. The implemented system
stabilized voltage imbalance from 2.9% to 1.6% in the local
distribution network and effectively smoothed the power
output of neighboring wind turbines, achieving a 70% re-
duction in the rate of power increase during periods of high
variability, and implemented a four-hour generation shift.
However, this study provides little insight into the issue of
maximizing energy generation from renewable energy
sources in conjunction with a control system, and does not
address the impact of energy redistribution between differ-
ent storage systems on the volume of stored and re-dis-
patched energy.
Currently, the issue of an optimal algorithm for utilizing
storage batteries in various strategies for operating in the
electricity market is of great relevance. Thus, in [12], the
optimal dispatch of an energy storage system (ESS) in the
day-ahead market is considered, with the development of
a mathematically sound strategy that maximizes profits
from energy arbitrage while accounting for the dynamics of
battery charge status and their technical limitations. This
approach treats the problem as a global optimization over
the planning horizon, where the use of the system during
certain time intervals affects the availability of the resource
during others. Thus, the operating strategy is determined
by the interrelationship between prices throughout the
day, and the optimal schedule for using the energy storage
system is formed taking into account future peak periods.
In turn, the authors in [13] investigate the problem of using
a battery system together with a photovoltaic power plant
under conditions of simultaneously providing services for
several purposes, namely redirecting excess solar energy to
the battery and operating in the ancillary services market.
One of the key aspects of their study was assessing the im-
pact of battery degradation on its usage patterns. From a
technical standpoint, it is important that the system allows
for reducing the limitations of solar generation through in-
ternal energy redistribution across time intervals. At the
same time, participation in ancillary services alters the bat-
tery’s usage mode: part of the capacity is reserved for rapid
response, which may limit the ability to store excess solar
energy. Thus, a conflict arises between maximizing the net
electricity output from the solar power plant and maintain-
ing readiness for regulation. This study focuses specifically
on the implementation of redistribution among different
services that the ESS can provide and does not address the
issue of increasing PVP generation in this context. Further-
more, the study does not show whether reserving capacity
to support the grid has a positive or negative impact on PVP
power generation in the long term, given the use of energy
storage systems and their response to such operation.
Researchers at the Polytechnic University of Milan investi-
gated the impact of the size of a combined PVP and ESS on
Italy’s day-ahead and intraday electricity markets for two
types of plants: utility-scale and distributed. The authors fo-
cus on determining the optimal ratio of power to storage
capacity to maximize profits. An optimization model for the
use of PVP and ESS in the electricity market was developed,
taking into account hourly electricity prices, the generation
profile of the solar plant, and battery constraints with an
assessment of its configuration parameters. A series of cal-
culations was performed by varying the capacity and rated
power for three weather scenarios across the four seasons
of the year, which allowed us to observe the dependence
240
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
of economic results on the size of the storage system. The
results show that insufficient capacity leads to losses in so-
lar generation during peak production hours, while exces-
sive capacity does not provide an additional increase in net
electricity sales due to limitations in the PVP generation
profile. Thus, there is an optimal range of parameters
within which the battery maximizes the capacity utilization
factor of the PVP [14]. The authors use day-ahead market
prices (DAP) as the primary indicator of their system’s effi-
ciency and provide significantly less detail on the efficiency
of PV power generation under various conditions; there is
no analysis of forced curtailment of solar generation or of
how the storage system allows for the redistribution of PV-
generated energy over time.
In [15], the authors integrate a BES degradation model into
the problem of optimal planning for participation in the fre-
quency regulation market. It is shown that, without ac-
counting for aging, the BES is operated under conditions of
frequent deep cycles, which accelerates capacity loss. In-
cluding the BES degradation model shifts the control strat-
egy to a more moderate one, ensuring a longer battery ser-
vice life within the manufacturer’s specified parameters
and more stable, long-term energy delivery. In the study
[16], a method was proposed that accounts for the cost of
battery aging over its service life by estimating the equiva-
lent cost of a cycle based on its depth of discharge. The au-
thors argue that deep cycles have a significantly greater im-
pact on battery degradation compared to shallower
discharge cycles. Based on this study, it is more appropriate
to use the storage system in partial discharge-charge
modes, which ensures less aggressive capacity utilization
and makes the storage of excess solar generation more sta-
ble throughout the entire life cycle of the energy storage
system. Aggressive strategies aimed at maximizing BES uti-
lization in short-term planning lead to a rapid decrease in
available capacity and, consequently, to a reduction in the
effectiveness of generation smoothing in subsequent years
of operation. Including a degradation model in battery op-
eration calculations allows for the development of a more
balanced operating mode that maintains a stable level of
energy utilization in the long term. The authors obtained
such results in [17] when considering optimal control of ESS
in a microgrid, where cyclic battery aging was taken into ac-
count. These studies investigate degradation as an internal
component of batteries, with little emphasis on how it af-
fects operation within a system with renewable energy
sources, the reduction in available battery power, and
forced generation limitations. It is not disclosed how
changes in battery capacity over time affect the amount of
energy stored and delivered by the PVP.
The studies analyzed [10–17] primarily focus on developing
models for optimizing the control of energy storage sys-
tems or combined PVP systems with batteries in various
segments of the electricity market, with a primary empha-
sis on dispatch algorithms, accounting for technical limita-
tions of batteries, and incorporating models of their aging
into calculations. A significant portion of the work focuses
on the simultaneous provision of multiple services, the
selection of optimal power and storage capacity, as well as
the impact of cyclic aging on operating modes. At the same
time, in most studies, the combined PVP-battery system is
considered either from the perspective of short-term opti-
mization or in terms of economic outcomes, without a com-
prehensive analysis of the long-term dynamics of electricity
generation by solar power plants. Insufficient attention has
been paid to the issue of changes in annual PVP generation
as battery capacity gradually decreases, the impact of
multi-service provision modes on the capacity utilization
factor of PVP, and the relationship between grid constraints
and the actual level of forced generation curtailment. There
are virtually no coordinated approaches that simultane-
ously combine market-based dispatch, battery aging pro-
cesses, and energy efficiency indicators of generation over
the long-term operation of the systems. In the future, it is
advisable to develop a comprehensive model of PVP oper-
ation with battery units as a multifunctional market asset,
focused primarily on maximizing and stabilizing long-term
electricity output from the solar plant, taking into account
the system’s physical constraints and the gradual change in
its technical characteristics. Thus, the direction of further
research should be aimed at developing a coordinated ap-
proach, where market mechanisms should be viewed as
tools for improving the efficiency of electricity generation,
rather than as an end in themselves for optimization
(Fig. 1).
Optimization problems and control strategies for PVP in
combination with ESS. The efficiency of renewable energy
utilization depends to a large extent on climatic and mete-
orological conditions, and the output of power plants based
on these sources is irregular and stochastic in nature. For
solar and wind power plants, significant fluctuations in
power output are typical both throughout the day and over
the course of a year. Quite often, such changes in power
output and, consequently, energy exceed the capacity of
the power grid. Under such conditions, energy storage sys-
tems are viewed as a tool for increasing the efficiency of
utilizing the maximum electricity generation from renewa-
ble energy installations. However, the actual results of their
application depend to a large extent on control algorithms
that determine when the storage system should accumu-
late energy that the grid cannot accept and when it should
feed it back into the grid. This is precisely why significant
attention is devoted to developing optimization methods
and control strategies for such systems.
One of the main areas of research involves the use of de-
terministic optimization methods, in which the operating
mode of the storage device is determined based on known
or predicted system parameters. In [18], an optimization
model is proposed for controlling a photovoltaic power
plant with a battery as part of a local power system. The
main objective of the algorithm is to maximize the utiliza-
tion of energy generated by renewable energy sources
through the optimal distribution of energy flows among
generation, load, the battery, and the power grid. The op-
timization problem takes into account the power balance
in each time interval, the permissible limits of the battery’s
241
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
state of charge, and constraints on the rate of its charging
and discharging. The results show that the use of optimiza-
tion algorithms allows for a significant increase in the share
of electricity from PVP and a reduction in the volume of
forced generation curtailments.
A similar approach is also used in [19], which addresses the
problem of optimal scheduling for a photovoltaic power
plant with a battery storage system for facilities with high
electricity consumption. In this work, the optimization
model determines the battery charging and discharging
schedule based on the predicted generation profile of the
solar power plant and the nature of consumption. The au-
thors demonstrate that proper planning of the storage sys-
tem’s operating mode allows for a significant increase in
the amount of electricity from the PVP that is used directly
in the power system and reduces dependence on external
electricity sources.
However, under real-world conditions, electricity generation
from renewable energy sources is characterized by signifi-
cant uncertainty. Solar irradiance and wind speed can vary
over short time intervals, leading to deviations in actual gen-
eration from forecast values. Stochastic optimization meth-
ods are used in research to account for such factors. In [20],
a model for planning the operation of a renewable energy
generation system with a storage device is proposed, in
which the uncertainty of output from the PVP is described by
a set of possible scenarios. For each scenario, the optimal
battery usage mode is determined, after which a generalized
solution is formed that ensures the maximum expected level
of utilization of the generated electricity. This approach al-
lows for the formation of a more robust control strategy,
which reduces generation losses in the event of sudden
changes in weather conditions.
A further development in this area is robust optimization
methods, which aim to ensure an acceptable result even
under the most unfavorable conditions. In [21], a hybrid op-
timization model is proposed that combines elements of
stochastic and robust approaches. Within this model, the
uncertainty in electricity generation from solar and other
renewable energy installations is accounted for through a
set of statistical scenarios, while other system parameters
are considered as ranges of possible values. This approach
allows for the formation of a storage system operating
mode that ensures a stable level of electricity utilization
even when actual conditions deviate significantly from the
forecast.
Control algorithms that utilize forecasts of the system’s fu-
ture state constitute a separate group of methods. The
Toward the optimization
of energy production
To long-term analysis
To integrated models
To adaptive control
From profit optimization
From short-term models
From isolated problems
From fixed modes
To system-level energy
criteria
From local indicators
Fig. 1. Development trends for PVP+ESS systems within the structure of a multifunctional
market asset
242
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
paper [22] examines a method for controlling a power sys-
tem comprising renewable energy generation units and a
storage device, in which optimization is performed based
on forecasts of future generation and load. At each step of
the process, the system generates a forecast of generation
changes over a specific time horizon and determines the
optimal battery usage mode. Subsequently, the calculation
is repeated using updated data, allowing the system to
adapt to actual operating conditions. The authors demon-
strate that using this approach allows for more effective
smoothing of power fluctuations from renewable sources
and improves the stability of electricity generation.
In recent years, control methods based on data analysis and
the use of learning algorithms have seen significant devel-
opment. The paper [23] proposes a method for controlling
an energy storage device that uses a reinforcement learn-
ing algorithm. During operation, the system gradually
forms a control strategy based on the analysis of the results
of previous decisions regarding battery charging and dis-
charging. This approach allows the system to adapt to
changing operating conditions and identify battery usage
modes that ensure more efficient use of electricity from re-
newable energy installations.
Another study [24] examines the use of a two-stage sto-
chastic model for scheduling the operation of a power sys-
tem with storage devices. Under this approach, the prelim-
inary operating mode of the system is determined in the
first stage based on forecast data, and in the second stage,
the mode is adjusted to account for the actual state of gen-
eration. This structure allows for the integration of long-
term planning with operational control, which improves
the efficiency of utilizing output from renewable energy
sources.
The paper [25] investigates the application of multi-criteria
optimization for the control of power systems with renew-
able sources and storage devices. The proposed approach
allows for the simultaneous consideration of several per-
formance criteria, including the share of renewable gener-
ation, generation stability, and the load on the power grid.
The authors demonstrate that the use of multi-criteria op-
timization enables the development of a more balanced
control strategy, which ensures improved system perfor-
mance across various operating modes.
Another area of research involves accounting for risks when
planning the operation of energy storage systems. In [26],
a method for stochastic planning of energy storage systems
is proposed, which accounts for the risk of significant devi-
ations in generation by RES from forecast values. This ap-
proach allows for the development of a storage system op-
erating mode that minimizes energy losses in the event of
adverse weather conditions and improves the reliability of
power supply.
The studies reviewed focus primarily on optimizing the
short-term operating modes of renewable energy systems
or on minimizing electricity consumption within specific
time intervals. Significantly less attention is paid to the
impact of control algorithms on the long-term efficiency of
electricity generation. Most studies do not consider the re-
lationship between the choice of storage control strategy,
the extent of forced curtailment of solar and wind power
plants, and changes in actual annual electricity generation.
Furthermore, the impact of various optimization algo-
rithms on the long-term dynamics of installed power plant
capacity utilization and the operational efficiency of stor-
age systems throughout their entire service life has not
been sufficiently studied.
Therefore, further research should focus on developing
comprehensive approaches to managing RES with energy
storage devices (Table 1) that simultaneously account for
the stochastic nature of electricity generation from solar
and wind power plants, the technical limitations of storage
devices, and the long-term degradation of their perfor-
mance. Of particular importance is the study of the impact
of various control strategies on the actual amount of en-
ergy consumed and the potential for increasing the capac-
ity utilization factor of power plants. The implementation
of such approaches will improve the efficiency of integrat-
ing RES installations into power systems and ensure a
steady increase in the volume of clean electricity genera-
tion.
Modeling battery degradation in market-oriented opera-
tions. The efficient operation of energy storage systems
with renewable energy installations (solar, wind, etc.) di-
rectly depends on taking battery degradation processes
into account. In the context of market-oriented operations,
this issue takes on particular importance, as the choice of
charge and discharge management strategies determines
not only economic performance but also the system’s long-
term ability to ensure stable electricity generation. Ignoring
battery degradation processes leads to an overestimation
of the available storage capacity and, as a result, to a reduc-
tion in the actual operational lifespan over the system’s
lifecycle.
One of the key mechanisms of battery aging is cyclic degra-
dation, which occurs as a result of repeated charging and
discharging cycles. Studies show that depth of discharge,
state of charge, and load intensity significantly affect the
rate of battery capacity loss [27]. In particular, as cycle
depth increases, the reduction in available energy acceler-
ates, directly limiting the battery’s ability to support power
generation from solar and wind installations. In [28], a gen-
eralized aging model is proposed that accounts for the com-
bined influence of operational factors and allows for a more
accurate assessment of changes in the battery’s technical
condition over time. At the same time, the study [13] shows
that accounting for degradation in algorithms for optimiz-
ing the storage device’s operating modes allows for reduc-
ing excessive battery usage and ensuring a more stable
level of energy output over a long period of operation.
A deeper understanding of degradation processes is pro-
vided by physics-based models that describe the internal
mechanisms of battery aging. In [29, 30], the main physical
processes leading to capacity loss are examined in detail,
243
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
Table 1. Generalized framework for the development of control approaches for ESS + PVP
Task level
What was studied in the
papers
Limitations of existing
approaches
Future direction of
development
Optimization problems Deterministic models for
optimal PVP+ESS
scheduling; stochastic
scenario-based
approaches; robust
optimization; multi-criteria
models; risk-oriented
approaches.
Focus on the short term;
emphasis on costs or
energy balance; limited
consideration of the actual
amount of electricity
generated
A shift toward optimization
aimed at maximizing the
actual generation and use
of RES in the long term
Management strategies Optimization algorithms
for energy flow control;
scenario-based strategies;
adaptive approaches; data-
driven control and
machine learning.
A lack of alignment
between the management
strategy and annual
production; insufficient
consideration of battery
degradation over the long
term
Development of adaptive
control strategies that
account for changes in
system characteristics and
ensure stable power
generation
Energy performance Reducing peak loads;
smoothing out generation;
partially easing generation
constraints
There is no comprehensive
analysis of the impact on
annual generation volume;
changes in the capacity
utilization factor are not
assessed
A shift toward assessing
long-term trends in
electricity generation
Scenarios for future
development
Specific studies on the
impact of uncertainty or
operating modes
The lack of integrated
models that combine all
factors
Development of integrated
PVP+ESS models as a
multifunctional asset
focused on power
generation
specifically the formation of blocking layers on the elec-
trode surfaces and the loss of active materials. These pro-
cesses depend on the battery’s operating conditions, so the
choice of control strategies directly affects the system’s
long-term performance. For example, [31] shows that cer-
tain charging modes can cause irreversible changes in the
structure of the battery electrodes, leading to a rapid de-
crease in its energy capacity. From the perspective of elec-
tricity generation, this means that aggressive battery usage
modes, which maximize short-term energy output, can sig-
nificantly reduce total energy generation in the long term.
Alongside detailed approaches, simplified capacity-based
degradation models are widely used in optimization prob-
lems. In such models, battery wear is estimated based on
the total amount of energy transferred, which allows for
the integration of degradation costs without significantly
complicating the calculations [32]. This approach is partic-
ularly useful when modeling the participation of storage
systems in electricity markets, where it is necessary to
quickly assess the consequences of various control strate-
gies. Studies [33, 34] have shown that the use of such mod-
els allows for accounting for the impact of operating inten-
sity on the lifespan of the storage device and for
establishing more balanced operating modes. At the same
time, optimization that limits excessive charge-discharge
cycles helps preserve battery capacity and maintain a sta-
ble level of electricity generation by renewable energy in-
stallations.
The integration of degradation models into market-based
control strategies is a crucial step toward improving the ef-
ficiency of RES-based systems or installations with BES. The
study [12] examines the optimization of storage system op-
eration while accounting for constraints related to battery
condition, thereby avoiding operating modes that acceler-
ate battery degradation. Similarly, in [14], it is shown that
the selection of storage parameters and usage strategies
affects not only economic indicators but also the system’s
power generation profile. Also important is the approach
proposed in [35], where degradation is considered an addi-
tional cost component that influences decision-making re-
garding the storage device’s operating modes. This allows
limiting the battery’s use in less efficient modes and direct-
ing its operation toward maintaining stable electricity gen-
eration.
The studies reviewed provide a theoretical foundation for
accounting for battery degradation in control and optimiza-
tion problems; however, they do not sufficiently explore
the relationship between battery operating modes and
long-term electricity generation by renewable energy
plants. In particular, further research is needed on the im-
pact of control strategies on the total amount of energy
generated over the system’s lifecycle, as well as the devel-
opment of methods that simultaneously account for physi-
cal degradation processes and their impact on the system’s
energy performance. Solving these problems (Fig. 2) will
enable the development of control approaches aimed not
244
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
only at short-term efficiency but also at maximizing long-
term electricity generation.
Inverter-centricity and limitations of low-voltage grids.
The inverter is a key component of photovoltaic systems
with energy storage units, determining not only the pro-
cesses of electrical energy conversion but also directly in-
fluencing the actual amount of energy generated and fed
into the grid. In today’s environment, with the growing
share of renewable energy sources—particularly solar and
wind power—it is the inverter control algorithms and their
interaction with the grid that are becoming critical for the
efficient use of generated electricity.
One of the basic characteristics of inverters is their operat-
ing mode relative to the grid, which is divided into grid-fol-
lowing and grid-forming modes. In grid-following mode, the
inverter relies on the voltage and frequency parameters set
by the external grid and is unable to maintain its stability
independently. In this case, for example, the amount of PVP
electricity generated is significantly limited by the state of
the grid, particularly the voltage level and its fluctuations.
During high generation, this can lead to forced power re-
duction or complete shutdown of the installation, resulting
in inefficient use of the PVP equipment and, consequently,
reduced output [36, 37].
In contrast, in network formation mode, the inverter is ca-
pable of independently setting voltage and frequency pa-
rameters, performing functions similar to those of tradi-
tional power generation sources. This allows for a
significant improvement in the stability of local power sys-
tems and ensures more complete utilization of energy from
renewable sources. This operation is particularly effective
when combined with storage batteries, which compensate
for fluctuations in generation and load. As shown in [36,
38], the application of appropriate control strategies allows
for a reduction in generation constraints and an increase in
the capacity utilization factor of photovoltaic systems.
Another important aspect is the system’s ability to operate
in both grid-connected and off-grid modes. In grid-con-
nected mode, the inverter interacts with the power grid,
ensuring energy transfer and participating in the regulation
of system parameters. In this case, the main limiting factor
is the condition of the low-voltage grid, which is often not
designed to handle significant volumes of decentralized
generation. Studies [39, 40] have shown that when switch-
ing to off-grid mode, the inverter, together with the storage
system, can provide a stable power supply to the local load
even in the absence of an external grid. This opens up the
possibility of more fully utilizing energy that might other-
wise be lost due to grid limitations.
At the same time, low-voltage grids pose significant tech-
nical constraints on the integration of photovoltaic sys-
tems. One of the most critical of these constraints is the rise
in voltage at grid nodes during periods of high generation.
As shown in [41], excess PVP generation leads to voltage
levels exceeding permissible limits, forcing inverters to re-
duce active power or completely cease generation. This
phenomenon is one of the main reasons for the underutili-
zation of renewable energy sources ’potential in distribu-
tion networks.
In addition to voltage constraints, current constraints re-
lated to the capacity of power lines and transformers also
play an important role. The works [41, 42] indicate that grid
elements can become overloaded even with relatively
small amounts of generation if it is concentrated at specific
points in the grid. This necessitates limiting generation or
redistributing energy flows, which also reduces actual elec-
tricity output.
Various inverter control strategies are employed to miti-
gate the impact of these constraints. In particular, reactive
power control helps reduce the voltage level in the grid,
thereby increasing the amount of active energy that can be
transmitted. In addition, the use of storage batteries allows
excess energy to be stored during periods of peak genera-
tion and fed back into the grid later, when restrictions are
less stringent. As shown in [42], such approaches can signif-
icantly improve the efficiency of PVP utilization and reduce
energy losses. Special attention should be paid to the re-
quirements of grid standards for inverters. Reference [43]
notes that current regulatory documents establish strict re-
quirements for maintaining voltage, frequency, and power
quality. Inverters must provide power limitation, reactive
The transition from
degradation analysis to
power generation
management
Integration of physically
based models into
optimization problems
Developing management
strategies focused on long-
term development
Aligning market signals with
technical constraints on
degradation
Comprehensive modeling of
PVP + ESS systems
Fig. 2. General areas for further research on battery degradation
245
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
power control, and grid protection functions. At the same
time, these requirements often lead to additional genera-
tion constraints, since in the event of deviations in grid pa-
rameters, the inverter is required to reduce power or shut
down. Thus, while compliance with standards ensures grid
reliability, it can negatively impact energy production.
Table 2. Research directions for inverter-oriented constraints
Optimization problems Control strategies Scenarios for future development
Minimizing generation curtailment
due to overvoltage
Inverter reactive power control Transition to adaptive voltage
control with generation forecasting
Matching generation to grid
capacity
Active power limitation Replacing a strict limit with
optimized energy redistribution
Reducing energy losses during peak
generation
Use of rechargeable batteries Intelligent charge/discharge control
based on grid conditions
Improving system stability Switch to network configuration
mode
Widespread adoption of grid-forming
inverters as the default mode
Ensuring compliance with standards Security features and restrictions Flexible adaptation of standards to
accommodate a high share of
renewable energy sources
In systems incorporating RES-based installations, the in-
verter not only converts energy but also serves as an active
control element that determines how fully available gener-
ation can be utilized. The use of grid-forming modes, bat-
tery systems, and adaptive control strategies helps mitigate
the impact of low-voltage grid constraints and increase en-
ergy output.
Most studies examine inverter operating modes and grid
constraints separately, without comprehensively account-
ing for their interaction under real-world operating condi-
tions. The issue of the optimal combination of inverter and
battery control strategies, taking into account the dynamic
constraints of the low-voltage grid, remains under-re-
searched. The impact of the spatial distribution of genera-
tion on the level of constraints and the possibilities for their
removal has also been examined only to a limited extent.
As shown in Table 2, to maximize energy generation from
renewable sources, it is advisable to further investigate in-
tegrated approaches that combine grid formation strate-
gies, adaptive power control, and the use of energy storage
systems, taking into account the actual characteristics of
distribution networks. Of particular relevance is the devel-
opment of control methods that minimize generation cur-
tailment without compromising the requirements for the
reliability and quality of the power supply.
The Context of Ukraine’s Electricity and Ancillary Services
Market. Ukraine’s current electricity market has been
shaped by a phased reform aimed at unbundling activities
and creating a competitive environment. Its structure in-
cludes segments for bilateral contracts, the day-ahead mar-
ket, the intraday and balancing markets, as well as a sepa-
rate segment for ancillary services. This model allows for
the coordination of electricity production and consumption
amid the growing share of renewable energy sources,
particularly solar and wind generation [44, 45, 46]. At the
same time, a distinctive feature of the Ukrainian market is
the significant role of the system operator in ensuring
power balance, which is due to the limited flexibility of gen-
eration and the high variability of energy production by re-
newable energy facilities [47, 48].
From the perspective of electricity generation, the intro-
duction of market mechanisms has created the conditions
for a more efficient use of generating capacity. However,
the significant growth in the installed capacity of solar and
wind power plants has led to new challenges related to the
instability of generation and the need to balance it [49, 48].
The studies note that without proper strategies for manag-
ing and optimizing system operating modes, renewable en-
ergy facilities are forced to curtail production, which di-
rectly reduces the total amount of electricity they feed into
the grid [48, 50].
The balancing market plays a key role in ensuring that ac-
tual electricity generation matches planned levels. Its oper-
ation relies on the use of flexible generation capacity capa-
ble of rapidly adjusting output levels. Simulation studies
show that the efficiency of this segment largely depends on
accounting for system constraints and the correct selection
of strategies for managing the operating modes of the inte-
grated power system [47]. Given the high share of renewa-
ble energy sources, the need for such mechanisms is grow-
ing, as they determine the ability to integrate additional
volumes of solar and wind generation without compromis-
ing system reliability [48].
Support services are an integral part of ensuring the stable
operation of the power system and directly influence elec-
tricity generation volumes. These include frequency and ca-
pacity reserves, as well as other tools for maintaining grid
stability. In Ukraine, their development is hampered by a
246
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
limited number of suppliers (Table 3) and high market con-
centration, which reduces competition and the efficient
use of resources [46]. As a result, part of the potential gen-
eration capacity, particularly from RES-based facilities, can-
not be utilized due to the lack of sufficient reserves for bal-
ancing.
The current state of ancillary service procurement indicates
a gradual expansion of this segment. According to the
system operator, there has been an increase in the volume
of reserve procurement in recent years, partly due to the
addition of new generating facilities [51]. At the same time,
regulatory reports point to financial imbalances and debt in
the balancing market, which hinders its effective function-
ing [52, 46]. This, in turn, negatively impacts the ability to
optimally plan electricity generation and reduces the incen-
tive to deploy new flexible capacity.
Table 3. Market Shares in the Competitive Segment (Top 10 Suppliers by Volume), 2020 [46]
Company Share
LLC "D.Trading" (DTEK Group) 26.7%
LLC "Energo Zbut Trans" 6.4%
LLC "Kyiv Energy Services" (DTEK Group) 5.2%
LLC "Dniprovski Energetichni Poslugi" (DTEK Group) 4.0%
LLC "Kyiv Regional Energy Supply Company" (KOEK) 3.1%
LLC "Odesa Regional Energy Supply Company" (ORESC) 3.0%
LLC "Trading Electric Company" 2.8%
LLC "Lvivenerhozbut" 2.6%
PrJSC "Kharkivenergozbut" 2.5%
LLC "Poltavaenergozbut" 2.1%
Total 58.4%
Recent studies have focused particularly on the impact of
energy storage systems on market dynamics and on in-
creasing the output of renewable energy facilities. In par-
ticular, it is noted that the implementation of battery sys-
tems allows for reducing the limitations on generation from
solar and wind power plants, increasing the efficiency of in-
stalled capacity utilization, and ensuring a more consistent
supply of electricity to the grid [50]. Thus, optimizing oper-
ating modes to account for energy storage becomes a key
factor in maximizing production. Modern research pays
particular attention to the impact of energy storage sys-
tems on market functioning and the increase in renewable
electricity production. In particular, it is noted that the im-
plementation of battery systems allows for reducing the
limitations on generation from solar and wind power
plants, increasing the efficiency of installed capacity utiliza-
tion, and ensuring a more even supply of electricity to the
grid [50]. Thus, optimizing operating modes with energy
storage in mind becomes a key factor in maximizing gener-
ation.
The prospects for the development of the Ukrainian elec-
tricity market are linked to further integration with the Eu-
ropean energy system, increased generation flexibility, and
the expanded use of renewable energy sources [45, 53]. It
is expected that the development of ancillary services and
the implementation of modern management strategies will
reduce losses from generation curtailment and ensure
fuller utilization of the potential of solar and wind energy.
In addition, an important direction is the decentralization
of production, which contributes to increasing the resili-
ence of the power system and reducing the load on trans-
mission grids [49, 54].
At the same time, an analysis of the sources reviewed
shows that most studies focus on general issues related to
market functioning, balancing, and the integration of re-
newable energy installations, while the issue of maximizing
electricity generation remains insufficiently explored. In
particular, there has been limited research on the impact of
comprehensive optimization of solar power plants in com-
bination with energy storage systems on participation in
various market segments and the provision of ancillary ser-
vices. Management strategies that simultaneously increase
the generation of “green” electricity and ensure the stabil-
ity of the power system also require further study.
New Research Directions. An analysis of existing ap-
proaches to the operation of photovoltaic power plants
with energy storage units has shown that current research
is primarily focused on optimizing economic efficiency, spe-
cifically on maximizing the profitability of participation in
the electricity market, minimizing costs, or determining op-
timal trading strategies. At the same time, the issue of max-
imizing the utilization of generated electricity, especially
under grid constraints and uneven generation, has not
been sufficiently addressed. In particular, a number of un-
resolved or partially resolved issues have been identified
247
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
that are of significant importance for the practical opera-
tion of photovoltaic systems with energy storage facilities.
Firstly, most studies do not give due attention to genera-
tion losses resulting from limitations in inverter equipment,
grid capacity, or mismatches between the generation pro-
file and consumption or electricity dispatch patterns. Under
such conditions, a portion of the generated electricity can-
not be used or fed into the grid, which directly reduces the
system’s operational efficiency. Existing approaches con-
sider these losses primarily indirectly or in the context of
economic indicators, without a detailed analysis of their
physical nature and dependence on the operating modes
of the energy storage facility.
Secondly, the scientific literature lacks a systematic com-
parative analysis of the various operating modes of energy
storage systems within photovoltaic systems. Existing stud-
ies typically focus on individual control strategies or optimi-
zation algorithms without considering them within a uni-
fied methodological framework and without assessing their
impact on the amount of generated power utilized. As a re-
sult, there is no clear understanding of which operating
modes are most effective under various operating condi-
tions.
Thirdly, there is a lack of studies in which simulation results
are compared with actual operational data from photovol-
taic systems equipped with energy storage units. The ab-
sence of such comparisons limits the reliability of the con-
clusions drawn and prevents a full assessment of the
effectiveness of the proposed approaches under practical
conditions.
Given the identified limitations, it is proposed that future
work focus on investigating the impact of energy storage
system operating modes on the efficiency of electricity uti-
lization within photovoltaic systems operating in the con-
text of the electricity market.
The main focus of the research is to systematize and con-
duct a comparative analysis of typical operating modes of
energy storage systems, with the aim of improving the effi-
ciency of photovoltaic power generation under real-world
technical and market constraints. Within this approach, we
plan to investigate how different battery system control
principles affect a photovoltaic plant’s ability to deliver gen-
erated electricity and minimize losses.
The study is expected to identify the relationship between
the operating modes of energy storage systems and the
amount of generation actually utilized under identical sys-
tem technical parameters. Particular attention will be paid
to identifying situations in which inconsistent or inefficient
operating modes of battery systems lead to the loss of a
portion of the generated energy, particularly due to the
lack of capacity to absorb excess generation or the irra-
tional allocation of energy resources over time.
Methodologically, the study will be based on a combination
of analysis of generalized models and real-world opera-
tional data, which will allow us to assess the impact of
operating modes under both theoretical and practical con-
ditions. This approach makes it possible not only to identify
potentially effective system operating modes but also to
determine the extent to which they correspond to real op-
erating conditions, as well as to identify the causes of devi-
ations between expected and actual results.
Ultimately, the results of this study should provide a basis
for developing well-founded recommendations on the se-
lection of operating modes for energy storage systems,
aimed at improving the efficiency of electricity generated
by photovoltaic systems when they operate in the elec-
tricity market (Fig. 3). The proposed approach allows for a
shift from predominantly theoretical and economically
oriented models to practical analysis that takes into ac-
count real operating conditions and power system con-
straints.
Conclusions. This paper presents a systematic analysis of
current approaches to the operation of photovoltaic power
plants equipped with energy storage systems in the context
of the electricity market, with a focus on their impact on
electricity generation and the efficient use of renewable re-
sources.
Directions have been identified for the development of
new scientific approaches aimed at shifting the focus of re-
search from the economic efficiency of PVP+BES to their
ability to ensure maximum electricity generation. Existing
approaches to modeling and controlling such systems have
been summarized and systematized, taking into account
the interaction of technical, market, and degradation fac-
tors. The need to create comprehensive models that simul-
taneously account for storage device operating modes, grid
constraints, and changes in system characteristics over
time has been identified.
The theoretical significance of this study lies in the devel-
opment of approaches to analyzing PVP+BES as a multi-
functional energy asset that influences not only economic
indicators but also the physical parameters of electricity
generation. The results obtained expand our understanding
of the relationship between management strategies, bat-
tery degradation, and the long-term efficiency of solar
power generation.
The practical significance lies in the ability to use the ob-
tained results to improve control strategies for photovol-
taic systems with energy storage devices. The proposed ap-
proach makes it possible to increase the capacity utilization
factor, reduce generation losses, and ensure a more stable
supply of electricity under real-world market and technical
constraints.
The socioeconomic impact of implementing the research
findings lies in improving the efficiency of renewable en-
ergy use, reducing electricity losses, and enhancing the sta-
bility of power systems. This helps reduce the need for re-
serve capacity, lower emissions, and increase energy
security, particularly in the context of the development of
decentralized generation.
248
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
Future research prospects involve the development of inte-
grated PVP+BES control models that simultaneously ac-
count for market mechanisms, technical constraints, bat-
tery degradation, and long-term electricity generation
dynamics. Of particular relevance is conducting research
based on real-world operational data, as well as developing
optimization methods aimed at maximizing actual electric-
ity generation under conditions of multi-service participa-
tion of systems in the electricity market.
REFERENCES
1. International Energy Agency. World Energy Outlook
2025. Paris: IEA, 2025. Available at:
https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-
2025 [in English].
2. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE. Pho-
tovoltaics Report. Freiburg: Fraunhofer ISE, 2025.
Available at: https://www.ise.fraunhofer.de/en/publi-
cations/studies/photovoltaics-report.html [in English].
3. REN21. Renewables Global Status Report 2025: Global
Overview. Paris: REN21 Secretariat, 2025. Available at:
https://www.ren21.net/gsr-2025/global_overview/ [in
English].
4. Naseri N., Ghiassi-Farrokhfal Y., Ketter W., Collins J.
Understanding and managing the participation of bat-
teries in reserve electricity markets. Decision Support
Systems. 2023, Vol. 165, 113895.
https://doi.org/10.1016/j.dss.2022.113895 [in English].
5. Rancilio G., Bovera F., Spiller M., Merlo M., Delfanti M.
BESS and the ancillary services markets: A symbiosis
yet? Impact of market design on performance. Applied
Energy. 2024, Vol. 375, 124153.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2024.124153 [in
English].
6. Li B., Liu Z., Wu Y., Wang P., Liu R., Zhang L. Review on
photovoltaic with battery energy storage system for
power supply to buildings: Challenges and opportuni-
ties. Journal of Energy Storage. 2023, Vol. 61, 106763.
https://doi.org/10.1016/j.est.2023.106763 [in English].
7. Chatzigeorgiou N.G., Theocharides S., Makrides G.,
Georghiou G.E. A review on battery energy storage sys-
tems: Applications, developments and research trends
of hybrid installations in the end-user sector. Journal of
Energy Storage. 2024, Vol. 86, 111192.
https://doi.org/10.1016/j.est.2024.111192 [in English].
8. Nazaralizadeh S., Banerjee P., Srivastava A.K., Famouri
P. Battery energy storage systems: A review of energy
management systems and health metrics. Energies.
2024, Vol. 17, no. 5, 1250.
https://doi.org/10.3390/en17051250 [in English].
9. Tziovani L., Hadjidemetriou L., Timotheou S. Optimiz-
ing the bidding strategy and assessing profitability of
over-install renewable plants equipped with battery
energy storage systems. Renewable Energy. 2024, Vol.
234, 121247.
A study of the impact of power plant
operating modes, equipment condition, and
grid conditions on power Generation
Modeling of the power plant and analysis of the impact of control approaches
within a unified methodological framework on generation output
Construction of a test station and validation
of simulation results on an actual installation
Systematization of the results obtained and structuring of the
approaches studied
Fig. 3. Flowchart of the research development plan
249
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
https://doi.org/10.1016/j.renene.2024.121247 [in Eng-
lish].
10. Prakash K., Ali M., Siddique M.N.I., Chand A.A., Kumar
N.M., Dong D., Pota H.R. A review of battery energy
storage systems for ancillary services in distribution
grids: Current status, challenges and future directions.
Frontiers in Energy Research. 2022, Vol. 10, 971704.
https://doi.org/10.3389/fenrg.2022.971704 [in Eng-
lish].
11. Mushid F.C., Khan M.F. Battery energy storage for an-
cillary services in distribution networks: Technologies,
applications, and deployment challenges—A compre-
hensive review. Energies. 2025, Vol. 18, no. 20, 5443.
https://doi.org/10.3390/en18205443 [in English].
12. Gonzalez-Saenz J., Becerra V. Optimal battery energy
storage dispatch for the day-ahead electricity market.
Batteries. 2024, Vol. 10, no. 7, 228.
https://doi.org/10.3390/batteries10070228 [in Eng-
lish].
13. Bahloul M., Daoud M., Khadem S.K. Optimal dispatch
of battery energy storage for multi-service provision in
a collocated PV power plant considering battery age-
ing. Energy. 2024, Vol. 293, 130744.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2024.130744 [in Eng-
lish].
14. Scrocca A., Pisani R., Andreotti D., Rancilio G., Delfanti
M., Bovera F. Optimal spot market participation of PV
+ BESS: Impact of BESS sizing in utility-scale and distrib-
uted configurations. Energies. 2025, Vol. 18, no. 14,
3791. https://doi.org/10.3390/en18143791 [in Eng-
lish].
15. Mirzaei Alavijeh N., Khezri R., Mazidi M., Steen D.,
Tuan L.A. Optimal scheduling of battery storage sys-
tems in the Swedish multi-FCR market incorporating
battery degradation and technical requirements. 2024.
https://doi.org/10.48550/arXiv.2406.07301 [in Eng-
lish].
16. Xu B., Zhao J., Zheng T., Litvinov E., Kirschen D.S. Fac-
toring the cycle aging cost of batteries participating in
electricity markets. arXiv preprint. 2017.
https://doi.org/10.48550/arXiv.1707.04567 [in Eng-
lish].
17. Lee Y.-R., Kim H.-J., Kim M.-K. Optimal operation
scheduling considering cycle aging of battery energy
storage systems on stochastic unit commitments in mi-
crogrids. Energies. 2021, Vol. 14, no. 2, 470.
https://doi.org/10.3390/en14020470 [in English].
18. Panda S., Rout P.K., Sahu B.K., Mbasso W.F., Jangir P.,
Elrashidi A. Optimization-based energy management
for grid-connected photovoltaic-battery systems in
smart grids using demand response and particle swarm
optimization. Engineering Reports. 2025, Vol. 7, no. 7,
e70305. https://doi.org/10.1002/eng2.70305 [in Eng-
lish].
19. Song H., Liu C., Moradi Amani A., Gu M., Jalili M.,
Meegahapola L., Yu X., Dickeson G. Smart optimization
in battery energy storage systems: An overview. En-
ergy and AI. 2024, Vol. 17, 100378.
https://doi.org/10.1016/j.egyai.2024.100378 [in Eng-
lish].
20. Dong X.-J., Shen J.-N., Ma Z.-F., He Y.-J. Stochastic opti-
mization of integrated electric vehicle charging sta-
tions under photovoltaic uncertainty and battery
power constraints. Energy. 2025, Vol. 314, 134163.
https://doi.org/10.1016/j.energy.2024.134163 [in Eng-
lish].
21. Rezaeimozafar M., Barrett E., Monaghan R.F.D., Duffy
M. A stochastic method for behind-the-meter PV-bat-
tery energy storage systems sizing with degradation
minimization by limiting battery cycling. Journal of En-
ergy Storage. 2024, Vol. 86, Part A, 111199.
https://doi.org/10.1016/j.est.2024.111199 [in English].
22. Lun Mora Pous A., García-Muñoz F., Jorquera-Bravo N.,
Aranguiz R., Bugueño Olivos V. Hybrid adaptive robust
stochastic optimization model for the design of a pho-
tovoltaic battery energy storage system. arXiv preprint.
2025. https://doi.org/10.48550/arXiv.2509.19054 [in
English].
23. Mary N., Dessaint L.-A. Robust model predictive con-
trol of battery energy storage with neural network
forecasting for peak shaving in university campus.
Journal of Building Engineering. 2025, Vol. 107,
112445. https://doi.org/10.1016/j.jobe.2025.112445
[in English].
24. Alharbi Y., Darwish A., Ma X. A review of model predic-
tive control for grid-connected PV applications. Elec-
tronics. 2025, Vol. 14, no. 4, 667.
https://doi.org/10.3390/electronics14040667 [in Eng-
lish].
25. Amar A., Yusupov Z. Real-time capable MPC-based en-
ergy management of hybrid microgrid. Processes.
2025, Vol. 13, no. 9, 2883.
https://doi.org/10.3390/pr13092883 [in English].
26. Kang H., Jung S., Kim H., Jeoung J., Hong T. Reinforce-
ment learning-based optimal scheduling model of bat-
tery energy storage system at the building level. Re-
newable and Sustainable Energy Reviews. 2024, Vol.
190, Part A, 114054.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2023.114054 [in Eng-
lish].
27. Xu B., Oudalov A., Ulbig A., Andersson G., Kirschen D.S.
Modeling of lithium-ion battery degradation for cell
life assessment. IEEE Transactions on Smart Grid. 2018,
Vol. 9, no. 2, pp. 1131–1140.
https://doi.org/10.1109/TSG.2016.2578950 [in Eng-
lish].
28. Schmalstieg J., Käbitz S., Ecker M., Sauer D.U. A holistic
aging model for Li(NiMnCo)O₂ based 18650 lithium-ion
250
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
batteries. Journal of Power Sources. 2014, Vol. 257, pp.
325–334. https://doi.org/10.1016/j.jpow-
sour.2014.02.012 [in English].
29. Birkl C.R., Roberts M.R., McTurk E., Bruce P.G., Howey
D.A. Degradation diagnostics for lithium ion cells. Jour-
nal of Power Sources. 2017, Vol. 341, pp. 373–386.
https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2016.12.011 [in
English].
30. Edge J.S., O’Kane S., Prosser R., Kirkaldy N.D., Patel
A.N., Hales A., Ghosh A., Ai W., Chen J., Yang J., Li S.,
Pang M.-C., Bravo Diaz L., Tomaszewska A., Marzook
M.W., Radhakrishnan K.N., Wang H., Patel Y., Wu B.,
Offer G.J. Lithium ion battery degradation: what you
need to know. Physical Chemistry Chemical Physics.
2021, Vol. 23, no. 14, pp. 8200–8221.
https://doi.org/10.1039/D1CP00359C [in English].
31. Yang X.-G., Leng Y., Zhang G., Ge S., Wang C.-Y. Model-
ing of lithium plating induced aging of lithium-ion bat-
teries: Transition from linear to nonlinear aging. Jour-
nal of Power Sources. 2017, Vol. 360, pp. 28–40.
https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2017.05.110 [in
English].
32. He G., Chen Q., Kang C., Xia Q. Optimal bidding strat-
egy of battery storage in power markets considering
performance-based regulation and battery cycle life.
IEEE Transactions on Smart Grid. 2016, Vol. 7, no. 5,
pp. 2359–2367.
https://doi.org/10.1109/TSG.2015.2424314 [in Eng-
lish].
33. Sioshansi R. Increasing the value of wind with energy
storage. The Energy Journal. 2011, Vol. 32, no. 2.
https://doi.org/10.5547/ISSN0195-6574-EJ-Vol32-No2-
1 [in English].
34. Zakeri B., Syri S. Electrical energy storage systems: A
comparative life cycle cost analysis. Renewable and
Sustainable Energy Reviews. 2015, Vol. 42, pp. 569–
596. https://doi.org/10.1016/j.rser.2014.10.011 [in
English].
35. Staffell I., Rustomji M. Maximising the value of electric-
ity storage. Journal of Energy Storage. 2016, Vol. 8, pp.
212–225. https://doi.org/10.1016/j.est.2016.08.010 [in
English].
36. Yin K., Xiao Y., Shen X., Zhu Y., Yang Y. Review of pho-
tovoltaic–battery energy storage systems for grid-
forming operation. Batteries. 2024, Vol. 10, no. 8, 288.
https://doi.org/10.3390/batteries10080288 [in Eng-
lish].
37. Babu V.V., Roselyn J.P., Nithya C., Sundaravadivel P.
Development of grid-forming and grid-following in-
verter control in microgrid network ensuring grid sta-
bility and frequency response. Electronics. 2024, Vol.
13, no. 10, 1958. https://doi.org/10.3390/electron-
ics13101958 [in English].
38. Cai Y., Yu L., Wu M., Lv S., Fu Z., Tong W., Li W., Shi S.
Grid-forming control for solar generation system with
battery energy storage. Energies. 2024, Vol. 17, no. 15,
3642. https://doi.org/10.3390/en17153642 [in Eng-
lish].
39. Anttila S., Döhler J.S., Oliveira J.G., Boström C. Grid
forming inverters: A review of the state of the art of
key elements for microgrid operation. Energies. 2022,
Vol. 15, no. 15, 5517.
https://doi.org/10.3390/en15155517 [in English].
40. Ward L., Subburaj A., Demir A., Chamana M., Bayne
S.B. Analysis of grid-forming inverter controls for grid-
connected and islanded microgrid integration. Sustain-
ability. 2024, Vol. 16, no. 5, 2148.
https://doi.org/10.3390/su16052148 [in English].
41. Gao X., Zhang J., Sun H., Liang Y., Wei L., Yan C., Xie Y.
A review of voltage control studies on low voltage dis-
tribution networks containing high penetration distrib-
uted photovoltaics. Energies. 2024, Vol. 17, no. 13,
3058. https://doi.org/10.3390/en17133058 [in Eng-
lish].
42. Soares L.T.F., Souza A.C., Silva W.W.A.G., Pugliese L.F.,
Alves G.H. Grid-connected photovoltaic systems with
energy storage for ancillary services. Energies. 2023,
Vol. 16, no. 21, 7379.
https://doi.org/10.3390/en16217379 [in English].
43. Chmielowiec K., Topolski Ł., Dutka M., Piszczek A., Han-
zelka Z., Rodziewicz T. Technical requirements of pho-
tovoltaic inverters for low voltage distribution net-
works. Inventions. 2024, Vol. 9, no. 4, 91.
https://doi.org/10.3390/inventions9040091 [in Eng-
lish].
44. Kostyrko R., Kosova T., Kostyrko L., Zaitseva L., Melny-
chenko O. Ukrainian market of electrical energy: Re-
forming, financing, innovative investment, efficiency
analysis, and audit. Energies. 2021, Vol. 14, no. 16,
5080. https://doi.org/10.3390/en14165080 [in Eng-
lish].
45. International Energy Agency. Ukraine energy profile.
Paris: IEA, 2024. Available at:
https://iea.blob.core.windows.net/assets/ac51678f-
5069-4495-9551-87040cb0c99d/UkraineEnergyPro-
file.pdf [in English].
46. OECD. Competition market study of Ukraine’s electric-
ity sector. Paris: OECD Publishing, 2023.
https://doi.org/10.1787/f28f98ed-en [in English].
47. Blinov I., Parus Y.V., Ivanov H.A. Imitation modeling of
the balancing electricity market functioning taking into
account system constraints on the parameters of the
IPS of Ukraine mode. Technical Electrodynamics. 2017,
no. 6, pp. 72–79. https://doi.org/10.15407/tech-
ned2017.06.072 [in English].
48. Kurbatova T., Sotnyk I., Prokopenko O., Tu Y.-x. Balanc-
ing Ukraine’s energy system: Challenges under high
251
Відновлювана енергетика. № 2/2026 | Сонячна енергетика
renewable energy penetration and the COVID-19 pan-
demic. E3S Web of Conferences. 2021, Vol. 280,
05007.
https://doi.org/10.1051/e3sconf/202128005007 [in
English].
49. Kostenko H., Zaporozhets A., Zaporozhets N.V., Ver-
peta V.O. Aspects of integrating renewable distributed
generation into the energy supply system of Ukraine.
The Problems of Economy. 2024, Vol. 2, no. 60, pp. 83–
93. https://doi.org/10.32983/2222-0712-2024-2-83-93
[in English].
50. World Bank. Ukraine: Improving power system resili-
ence for European power grid integration project. Pro-
ject appraisal document (P176114). Washington, DC:
World Bank, 2021. Available at: https://docu-
ments1.worldbank.org/cu-
rated/en/803731625364161631/pdf/Ukraine-Improv-
ing-Power-System-Resilience-for-European-Power-
Grid-Integration-Project.pdf [in English].
51. NPC Ukrenergo. Reports on ancillary services and bal-
ancing market of Ukraine. Available at: https://ua.en-
ergy/ [in Ukrainian].
52. National Energy and Utilities Regulatory Commission of
Ukraine. Regulatory reports on the electricity market
(2022–2024). Kyiv: NEURC, 2024. Available at:
https://www.nerc.gov.ua/ [in Ukrainian].
53. European Bank for Reconstruction and Development.
Ukraine. In: Transition Report 2024–25: Navigating In-
dustrial Policy. London: EBRD, 2024. Available at:
https://www.ebrd.com/content/dam/ebrd_dxp/as-
sets/pdfs/office-of-the-chief-economist/transition-re-
port-archive/transition-report-2024/country-assess-
ments-2023-24/eastern-europe-and-the-
caucasus/Transition-Report-2024-25-Ukraine.pdf [in
English].
54. IRENA. Renewable energy roadmap: Eastern Partner-
ship. Abu Dhabi: International Renewable Energy
Agency, 2025. Available at: https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publica-
tion/2025/Aug/IRENA_OUT_REmap_Eastern_Partner-
ship_2025.pdf [in English].
|
| id | veorgua-article-631 |
| 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/94/71a858a996c3f15492b08b74c823e594.pdf |
| spelling | veorgua-article-6312026-07-09T12:14:07Z ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS АНАЛІЗ ІСНУЮЧИХ ПІДХОДІВ ДО РОБОТИ ФЕС З БЛОКАМИ АКБ НА РИНКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ Budko , V. Lazorko , M. Milan, Belik Bobba , Phaneendra Babu Budko, M. photovoltaic power plants; energy storage systems; electricity generation; operating mode optimisation; power system balancing; generation curtailment; inverter-dominated networks; renewable energy sources. фотоелектричні станції; системи накопичення енергії; вироблення електроенергії; оптимізація режимів роботи; балансування енергосистеми; обмеження генерації; інверторно-орієнтовані мережі; відновлювані джерела енергії. The increasing share of solar generation in the structure of the electric power sector is accompanied by growing variability in electricity production and an increase in curtailment volumes, leading to underutilization of the available energy resource. Under such conditions, energy storage systems are considered a key tool for enhancing the actual electricity output; however, existing approaches to their application are primarily focused on economic optimisation rather than maximising generation. This necessitates reconsidering the role of photovoltaic power plants with battery energy storage systems as a means of improving generation efficiency under electricity market conditions. The aim of this study is to provide a systematic analysis of modern approaches to the operation of photovoltaic systems with battery energy storage in market environments, focusing on their impact on the volume and stability of electricity generation. To achieve this objective, the following tasks are addressed: generalization of approaches to considering photovoltaic systems with battery storage as a multi-functional market asset; analysis of optimization methods and control strategies for energy storage systems; investigation of battery degradation modeling approaches and their impact on long-term performance; examination of inverter and distribution network constraints; and analysis of the specific features of the Ukrainian electricity market in the context of energy storage integration. Methodologically, the study is based on a comparative analysis of contemporary scientific literature covering optimisation of operating modes for photovoltaic systems with battery storage, modelling of their technical characteristics, and their participation in various segments of electricity markets. Particular attention is paid to aligning the technical processes of generation and storage with market mechanisms, as well as evaluating the impact of control strategies on actual electricity output. The results show that the efficiency of photovoltaic systems with battery energy storage is determined not only by storage parameters but also by selected operating modes, which affect generation curtailment levels, utilisation of installed capacity, and long-term availability of the energy resource. It is demonstrated that neglecting battery degradation and network constraints leads to overestimation of system performance, while their inclusion significantly alters optimal control strategies. A lack of integrated approaches that simultaneously consider market conditions, technical constraints, and temporal changes in system characteristics is identified. The obtained results provide a basis for defining scientifically grounded directions for further research aimed at developing integrated control models for photovoltaic systems with battery energy storage, focused on maximising actual electricity generation and minimising energy losses during operation.  Зростання частки сонячної генерації в структурі електроенергетики супроводжується посиленням нерівномірності вироблення електроенергії та збільшенням обсягів її вимушеного обмеження, що призводить до недовикористання доступного енергетичного ресурсу. У таких умовах системи накопичення енергії розглядаються як ключовий інструмент підвищення фактичного відпуску електроенергії, однак існуючі підходи до їх використання переважно орієнтовані на економічну оптимізацію, а не на максимізацію вироблення. Це зумовлює необхідність переосмислення ролі фотоелектричних станцій з акумуляторними батареями як засобу підвищення ефективності генерації в умовах ринку електроенергії. Метою роботи є системний аналіз сучасних підходів до функціонування фотоелектричних систем з блоками акумулювання енергії в ринкових умовах з позиції їх впливу на обсяг та стабільність вироблення електроенергії. Для досягнення поставленої мети вирішено такі задачі: узагальнено підходи до розгляду систем фотоелектричних станцій з блоком акумуляторних батарей як багатофункціонального ринкового активу; проаналізовано методи оптимізації та стратегії керування накопичувачами; досліджено підходи до моделювання деградації акумуляторів та її вплив на довгострокову ефективність; розглянуто обмеження інверторного обладнання та розподільчих мереж; проаналізовано особливості функціонування ринку електроенергії України в контексті інтеграції систем накопичення. Методично дослідження ґрунтується на порівняльному аналізі сучасних наукових джерел, що охоплюють задачі оптимізації режимів роботи систем фотоелектричних станцій з блоком акумуляторних батарей, моделювання їх технічних характеристик та участі в різних сегментах ринку електроенергії. Особливу увагу приділено узгодженню технічних процесів генерації та накопичення з ринковими механізмами, а також оцінці впливу стратегій керування на фактичний відпуск електроенергії. У результаті встановлено, що ефективність систем фотоелектричних станцій з блоком акумуляторних батарей визначається не лише параметрами накопичувача, але й вибраними режимами його роботи, які впливають на рівень обмеження генерації, використання встановленої потужності та довгострокову доступність енергетичного ресурсу. Показано, що ігнорування деградації акумуляторів та мережевих обмежень призводить до переоцінки ефективності систем, тоді як їх урахування змінює оптимальні стратегії керування. Виявлено відсутність комплексних підходів, які б одночасно враховували ринкові умови, технічні обмеження та зміну характеристик систем у часі. Отримані результати дають змогу сформулювати науково обґрунтовані напрями подальших досліджень, спрямованих на розроблення інтегрованих моделей керування систем фотоелектричних станцій з блоком акумуляторних батарей, орієнтованих на максимізацію фактичного вироблення електроенергії та зменшення її втрат у процесі експлуатації.  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/631 10.36296/1819-8058.2026.2(85).221-251 Vidnovluvana energetika ; No. 2(85) (2026): Scientific and applied Journal renewable energy ; 221-251 Возобновляемая энергетика; № 2(85) (2026): Scientific and applied Journal renewable energy ; 221-251 Відновлювана енергетика; № 2(85) (2026): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 221-251 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2026.2(85) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/631/542 Copyright (c) 2026 Vidnovluvana energetika |
| spellingShingle | photovoltaic power plants energy storage systems electricity generation operating mode optimisation power system balancing generation curtailment inverter-dominated networks renewable energy sources. Budko , V. Lazorko , M. Milan, Belik Bobba , Phaneendra Babu Budko, M. ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS |
| title | ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS |
| title_alt | АНАЛІЗ ІСНУЮЧИХ ПІДХОДІВ ДО РОБОТИ ФЕС З БЛОКАМИ АКБ НА РИНКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ |
| title_full | ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS |
| title_fullStr | ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS |
| title_full_unstemmed | ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS |
| title_short | ANALYSIS OF EXISTING APPROACHES TO THE OPERATION OF PHOTOVOLTAIC POWER PLANTS WITH BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEMS IN ELECTRICITY MARKETS |
| title_sort | analysis of existing approaches to the operation of photovoltaic power plants with battery energy storage systems in electricity markets |
| topic | photovoltaic power plants energy storage systems electricity generation operating mode optimisation power system balancing generation curtailment inverter-dominated networks renewable energy sources. |
| topic_facet | photovoltaic power plants energy storage systems electricity generation operating mode optimisation power system balancing generation curtailment inverter-dominated networks renewable energy sources. фотоелектричні станції системи накопичення енергії вироблення електроенергії оптимізація режимів роботи балансування енергосистеми обмеження генерації інверторно-орієнтовані мережі відновлювані джерела енергії. |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/631 |
| work_keys_str_mv | AT budkov analysisofexistingapproachestotheoperationofphotovoltaicpowerplantswithbatteryenergystoragesystemsinelectricitymarkets AT lazorkom analysisofexistingapproachestotheoperationofphotovoltaicpowerplantswithbatteryenergystoragesystemsinelectricitymarkets AT milanbelik analysisofexistingapproachestotheoperationofphotovoltaicpowerplantswithbatteryenergystoragesystemsinelectricitymarkets AT bobbaphaneendrababu analysisofexistingapproachestotheoperationofphotovoltaicpowerplantswithbatteryenergystoragesystemsinelectricitymarkets AT budkom analysisofexistingapproachestotheoperationofphotovoltaicpowerplantswithbatteryenergystoragesystemsinelectricitymarkets AT budkov analízísnuûčihpídhodívdorobotifeszblokamiakbnarinkuelektričnoíenergíí AT lazorkom analízísnuûčihpídhodívdorobotifeszblokamiakbnarinkuelektričnoíenergíí AT milanbelik analízísnuûčihpídhodívdorobotifeszblokamiakbnarinkuelektričnoíenergíí AT bobbaphaneendrababu analízísnuûčihpídhodívdorobotifeszblokamiakbnarinkuelektričnoíenergíí AT budkom analízísnuûčihpídhodívdorobotifeszblokamiakbnarinkuelektričnoíenergíí |