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今天我分享一个经济性分析，关于在Nexus Energía运营的一个50MW光伏电站中投建共址储能的影响评估。该电站在2023年是光伏限电量第二大的光伏发电资产。我们分析了通过加装共址储能系统带来的套利额外收入以及避免的限电量成本损失机会。
第一张图显示，近25%的光伏日发电（PBF）在解决技术限制后被削减，导致损失124万欧元。原始计划价值为594万欧元，减少到470万欧元，"损失"了21%。限电的一个"有趣"现象是它提高了对标值，避免在最低价时段售电，但代价很高。资产的对标值从限电前的0.81上升到限电后的0.86。
第二张图展示了2023年按月/小时统计的平均限电矩阵。有两个关键点值得注意：
1）4月14、15、16时段的平均限电量接近30MWh；
2）年中限电几乎完全消失（是否与SRAP有关？）。
加装共址储能系统会带来什么帮助？
第三张图显示，如果混合使用5MW/20MWh或10MW/40MWh的储能系统（80%放电深度DoD），可分别带来7.8%和15.5%的额外收入（36.6万欧元和72.9万欧元）。
此外还可以通过出售避免限电部分的绿证获得额外收入。对标值将分别提升至0.92和0.99。
5MW/20MWh配置可挽回约1,600MWh的限电量，而10MW/40MWh配置可挽回3,100MWh，分别占总限电量的7.6%和14.7%。
采用简单的运营模式（不从电网充电也不参与辅助服务），两种配置的储能系统回收期都在8年左右（假设电池成本为每MWh 15万欧元，且维持当前收入水平）。此外，这种运营模式不会显著降低电池寿命，因为分析年度内仅进行了约330次循环（如果电池循环寿命为10000次，则可使用30年）。
一起思考下，在当前价格和技术条件下，8年的电池投资回收期是否具有竞争力？
