Distributed energy sources are becoming more and more important in the German electricitynetwork. One solution to manage this growing number of distributed assets liesin the Virtual Power Plant concept. A Virtual Power Plant aggregates decentralizedgenerators and loads to behave like a large power plant. Based on new technologies, ituses advanced communication technologies to provide different services (generation ofenergy, steering of power systems, balancing services ...). This thesis proposes a mixedintegerstochastic model of a Virtual Power Plant. The participation to different productsis being studied: selling power on day-ahead basis on the spot market, providingflexibility to the secondary and tertiary reserve market. The particularity of this modelis to consider the revenue generated by the stochastic activation of the reserve market.An operational tool named AlocaBid is implemented in Python, based on the developedmathematical model. The performance of the model is being evaluated using four studycases, representing typical market situations. The results demonstrate the advantage ofthe proposed model over state-of-the-art method for bids’ allocation. / Distribuerade energik¨allor blir allt viktigare i det tyska eln¨atverket. En l¨osning f¨or atthantera det v¨axande antalet distribuerade tillg°angar ¨ar Virtual Power Plant-konceptet.Ett virtuellt kraftverk styr decentraliserade generatorer och laster f¨or att efterlikna ettnormalt kraftverk. Baserat p°a ny teknik anv¨ander det avancerad kommunikationsteknikf¨or att tillhandah°alla olika tj¨anster (generering av energi, styrning av kraftsystem, balanseringstj¨anster ...). Denna avhandling f¨oresl°ar en stokastisk blanda heltalsmodell avett virtuellt kraftverk. Deltagandet i olika produkter studeras: F¨ors¨aljning av maktp°a daglig basis p°a spotmarknaden, vilket ger flexibilitet till den sekund¨ara och terti¨arareservmarknaden. Det speciella med denna modell ¨ar att den tar h¨ansyn till de int¨aktersom genereras av den stokastiska aktiveringen av reservmarknaden. Ett operationsverktygmed namnet AlocaBid implementeras i Python, baserat p°a den utvecklade matematiskamodellen. Modellens prestanda utv¨arderas med fyra studiefall, som representerartypiska marknadssituationer. Resultaten visar f¨ordelen med den f¨oreslagna modelleframf¨or den senaste tekniken f¨or budgivningens f¨ordelning.

As the share of weather-dependent renewable energy sources increases in the energy system, more grid balancing solutions are needed. For companies investing in energy production facilities, this offers new business opportunities. This master's thesis examines a battery energy storage system (BESS) co-located with a wind farm and utilizing its existing grid connection. The profitability of the battery system investment is evaluated using Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR) and Payback time (PBT). In the analysis, the revenue of the battery system consists of capacity (MW) payments from reserve markets. The profitability of the battery system is studied in both the annual and hourly markets. The report compares the results to those of a standalone battery system to understand the advantages of utilizing the same grid connection. Finally, the investment is analysed further using scenario analysis on the annual degradation and the market price levels. The battery capacity is sized according to the maximum NPV. The results indicate that both the co-located BESS and the standalone BESS are potential investment targets, but the co-located BESS utilizing the wind farm's grid connection offers better returns. The reason for this is that the cost of a new grid connection for a standalone BESS is higher than the revenue lost due to capacity constraints when utilizing the existing grid connection. Hourly reserve markets offer better returns than annual reserve markets. Annual markets yielded an internal rate of return of 9 % and a net present value of 350 kEUR, while hourly markets yielded an internal rate of return of 22 % and a net present value over 10 times higher compared to the annual market returns. The optimal sizing of the battery capacity is found to be between 30 and 40 % of the wind park’s production capacity, or in this case 4-5 MW. / Med en ökande andel väderberoende förnybara källor i energisystemet behövs fler lösningar för att behålla balansen i elnätet. Detta erbjuder nya affärsmöjligheter för energiföretag som vill investera i energilagringslösningar. Denna uppsats undersöker ett batterisystem som är beläget vid en vindpark och utnyttjar en befintlig nätanslutning. En ekonomisk analys med nettonuvärdesmetoden (NPV), internräntemetoden (IRR) samt återbetalningstiden (PBT) av batterisystemet utförs för att utvärdera investeringspotentialen. I analysen består intäkterna från batterisystemet av kapacitetsbetalningar från reservmarknader. Lönsamheten för batterilagringssystemet undersöks både på årsmarknader och timmarknader. Rapporten jämför resultaten med ett fristående batterilagringssystem för att förstå fördelarna med att utnyttja samma nätanslutning. Slutligen analyseras investeringen med hjälp av scenarioanalys för olika marknadsprisnivåer samt årliga försämringstakter. Batterikapaciteten dimensioneras enligt det maximala nettonuvärdet. Resultaten visade att både batterilagringssystemet som utnyttjar vindkraftparkens nätanslutning och det fristående batterilagringssystemet är potentiella investeringsobjekt, men batterilagringssystemet som utnyttjar vindkraftparkens nätanslutning erbjuder bättre avkastning. Anledningen till detta är att kostnaden för en ny nätanslutning för ett fristående batterilagringssystem är högre än de inkomstförluster som orsakas av kapacitetsbegränsningar vid utnyttjandet av den befintliga nätanslutningen. Timreservmarknader erbjuder bättre avkastning än årsreservmarknader. Årsmarknaderna genererade en internränta på 9 % och ett nuvärde på 350 kEUR, medan timmarknaderna genererade en internränta på 22 % och över 10 gånger högre nuvärde jämfört med årsmarknaderna. Den optimala dimensioneringen av batterikapaciteten bedöms vara 30–40 % av vindkraftparkens produktionskapacitet, vilket i detta fall är 4–5 MW. / Sääriippuvaisen uusiutuvien energiatuotantomuotojen osuuden kasvaessa energiajärjestelmässä tarvitaan lisää verkontasapainotusratkaisuja. Energiatuotantolaitoksiin investointeja tekeville yrityksille tämä tarjoaa uusia liiketoimintamahdollisuuksia. Tämä diplomityö tarkastelee akkujärjestelmää, joka sijaitsee tuulivoimapuiston ohessa ja hyödyntää olemassa olevaa verkkoliityntää. Akkujärjestelmän investoinnin kannattavuutta arvioidaan hyödyntäen nettonykyarvoa (NPV), sisäistä korkoa (IRR) sekä takaisinmaksuaikaa (PBT). Analyysissä akkujärjestelmän tulot koostuvat reservimarkkinoiden kapasiteettimaksuista. Akkujärjestelmän kannattavuutta tutkitaan sekä vuosimarkkinoilla että tuntimarkkinoilla. Raportissa verrataan tuloksia itsenäisen akkujärjestelmän tuloksiin, jotta ymmärrettäisiin saman verkkoliitynnän hyödyntämisen edut. Lopuksi investointia analysoidaan skenaarioanalyysin avulla eri markkinahintatasoilla ja akkujärjestelmän rappeutumisnopeudella. Akkukapasiteetti mitoitetaan maksimaalisen nettonykyarvon mukaan. Tulokset osoittivat, että sekä tuulivoimapuiston verkkoliitynnän hyödyntämä akkujärjestelmä että omalla verkkoliitynnällä oleva akkujärjestelmä ovat potentiaalisia investointikohteita, mutta tuulivoimapuiston verkkoliityntää hyödyntävä akkujärjestelmä tarjoaa parempia tuottoja. Syynä tähän on, että uuden verkkoliitynnän kustannus itsenäiselle akkujärjestelmälle on suurempi kuin olemassa olevan verkkoliitännän hyödyntämisen kapasiteettirajoitusten aiheuttavat tulonmenetykset. Tuntireservimarkkinat tarjoavat parempia tuottoja kuin vuosireservimarkkinat. Vuosimarkkinat tuottivat 9 % sisäisen koron ja 350 kEUR nettonykyarvon, kun taas tuntimarkkinat tuottivat 22 % sisäisen koron ja yli 10 kertaa korkeamman nettonykyarvon vuosimarkkinoiden tuottoihin verrattuna. Akkukapasiteetin optimaalinen mitoitus todetaan olevan 30–40 % tuulipuiston tuotantokapasiteetista, joka tässä tapauksessa on 4–5 MW.