Strategic Optimization of Hybrid Photovoltaic and Energy Storage Projects:Techno-Economic Analysis Oriented Toward Investment Decision-Making

Abstract

Este Trabajo Fin de Máster presenta un análisis técnico-económico integral de los sistemas híbridos fotovoltaicos (PV) con almacenamiento en baterías (BESS), orientado a la toma de decisiones de inversión. Comienza describiendo los principios de operación de la generación fotovoltaica y de las tecnologías de almacenamiento, y compara tres configuraciones clave de integración: AC acoplado independiente, AC acoplado co-ubicado y DC acoplado clásico. Cada escenario se analiza en términos de flujos de ingresos posibles—PPAs fijos, ventas merchant, contratos de tolling, arbitraje, servicios auxiliares y recuperación de clipping—junto con las estructuras de costes asociadas (CAPEX y OPEX). La rentabilidad base se evalúa con métricas unlevered como IRR, LCOE, LCOS y payback.

El trabajo identifica como hallazgo central la limitación de las curvas merchant estándar, habitualmente derivadas de modelos de BESS independiente. Dichas curvas no reflejan dos dinámicas propias de los híbridos: la carga gratuita desde PV que permite recuperar energía cortada, y las restricciones de exportación derivadas de inversores, transformadores o puntos de interconexión compartidos. Para solventar esta carencia, se desarrolla una metodología que convierte estos efectos en incrementos o reducciones de ingresos aplicados a las curvas merchant. Los resultados ajustados reducen diferencias artificiales entre configuraciones y evitan conclusiones sesgadas. En conjunto, modelar explícitamente sinergias y limitaciones mejora la solidez de las evaluaciones financieras y respalda decisiones estratégicas de inversión más fundamentadas en proyectos híbridos PV+BESS.

This Master’s Thesis delivers a comprehensive techno-economic analysis of hybrid photovoltaic (PV) and battery energy storage systems (BESS), designed to inform investment decision-making. It begins by outlining the operating principles of PV generation and storage technologies, and then compares three key integration pathways: AC-coupled standalone, AC-coupled co-located, and DC-coupled classic systems. Each configuration is examined in terms of feasible revenue streams—fixed PPAs, merchant sales, tolling contracts, arbitrage, ancillary services, and clipping recapture—and the associated cost structures (CAPEX and OPEX). Baseline profitability is evaluated with unlevered project metrics such as IRR, LCOE, LCOS, and payback period.

A central finding is the inadequacy of standard merchant revenue curves, which are generally derived from standalone BESS models. Such curves fail to represent two hybrid-specific dynamics: free PV-based charging that recaptures otherwise curtailed energy, and export constraints imposed by shared inverters, transformers, or interconnections. To address this gap, the thesis develops a methodology that converts these dynamics into quantified uplifts or haircuts which are then applied to merchant curves. The adjusted results narrow profitability differences across configurations, preventing biased conclusions. Overall, explicitly modeling synergies and constraints enhances the robustness of financial evaluations and supports better strategic investment in hybrid PV+BESS projects.