The transition to renewable energy sources has increased the demand for flexible and efficient energy storage solutions to address the variability of power generation. This master’s thesis focuses on the development of an optimization tool to determine the optimal sizing of a Battery Energy Storage System (BESS) co-located with a photovoltaic (PV) power plant. The tool is designed to support financial and technical decision-making by evaluating the viability of hybrid projects under different operational and market conditions. The work has them been applied to a 10 MW PV system in Hallstahammar, Sweden. Key functionalities of the tool include solar power generation forecasting, an initial price prediction model for electricity wholesale markets, and the integration of the BESS into frequency regulation markets, particularly FCR-D (Frequency Containment Reserve for Disturbances). Additionally, the tool incorporates a battery degradation model to assess the long-term impact of various operating strategies on the system's economic performance. Arbitrage operations lead to 36.2% capacity fading, while FCR-D participation results in a lower degradation rate around 11.5% primarily due to calendar aging rather than deep cycling. By simulating multiple scenarios and considering regulatory, market, and technological constraints, the tool provides insights into optimal system configurations that maximize revenues from market participation while minimizing degradation-related costs. The proposed approach enables stakeholders to make informed decisions regarding the implementation of co-located PV-BESS projects, contributing to the decarbonization of energy systems and enhancing grid stability. The results indicate that arbitrage is not a viable strategy under current market conditions, yielding a negative Net Present Value (NPV) across all scenarios. Conversely, FCR-D participation offers a significantly more favorable economic outcome, with optimal BESS sizes of 41 MW, generating an NPV of up to €1.78 million. Furthermore, in Scenario 3, leveraging excess PV generation contributes an additional €1.08 million in revenue. This study demonstrates the potential of co-location projects to improve the integration of renewable energy into the grid while ensuring the profitability and reliability of energy storage investments. The findings underscore the importance of market selection, as FCR-D participation provides stable revenue streams and justifies larger BESS capacities, while arbitrage alone remains unprofitable.

Övergången till förnybara energikällor har ökat efterfrågan på flexibla och effektiva energilagringslösningar för att hantera variabiliteten i kraftproduktionen. Denna masteruppsats fokuserar på utvecklingen av ett optimeringsverktyg för att bestämma den optimala dimensioneringen av ett batterilagringssystem (BESS) som är samlokaliserat med ett solcellskraftverk (PV). Verktyget är utformat för att stödja ekonomiskt och tekniskt beslutsfattande genom att utvärdera lönsamheten för hybridprojekt under olika drifts- och marknadsförhållanden. Arbetet har tillämpats på ett 10 MW PV-system i Hallstahammar, Sverige. Verktygets nyckelfunktioner omfattar prognoser för solkraftsproduktion, en modell för att förutsäga det initiala priset på grossistmarknaderna för el och integrationen av BESS på marknaderna för frekvensreglering, särskilt FCR-D (Frequency Containment Reserve for Disturbances). Dessutom innehåller verktyget en batteridegraderingsmodell för att bedöma den långsiktiga effekten av olika driftstrategier på systemets ekonomiska prestanda. Arbitrageoperationer leder till 36,2% kapacitetsförlust, medan FCR-D-deltagande resulterar i en lägre degraderingsgrad på cirka 11,5%, främst på grund av kalenderåldrande snarare än djupcykling. Genom att simulera flera scenarier och ta hänsyn till regleringar, marknad och tekniska begränsningar ger verktyget insikter i optimala systemkonfigurationer som maximerar intäkterna från marknadsdeltagande samtidigt som degraderingsrelaterade kostnader minimeras. Det föreslagna tillvägagångssättet gör det möjligt för intressenter att fatta välgrundade beslut om genomförandet av samlokaliserade PV-BESS-projekt, vilket bidrar till att minska koldioxidutsläppen i energisystemen och förbättra nätstabiliteten. Resultaten visar att arbitrage inte är en hållbar strategi under rådande marknadsförhållanden, utan ger ett negativt nettonuvärde (NPV) i alla scenarier. Omvänt ger FCR-D-deltagande ett betydligt mer gynnsamt ekonomiskt utfall, med optimala BESS-storlekar på 41 MW, vilket genererar ett NPV på upp till 1,78 miljoner euro. I Scenario 3 bidrar dessutom överskottsproduktion av solceller med ytterligare 1,08 miljoner euro i intäkter. Den här studien visar att samlokaliseringsprojekt kan förbättra integrationen av förnybar energi i elnätet och samtidigt säkerställa lönsamheten och tillförlitligheten för investeringar i energilagring. Resultaten understryker vikten av marknadsval, eftersom FCR-D-deltagande ger stabila intäktsströmmar och motiverar större BESS-kapacitet, medan enbart arbitrage förblir olönsamt.