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    Control system for a nanogrid for home application: dynamic analysis and and implementation aspects using a behaviour tree
    (2018-06-01) Motta, Michele; Critelli, Salvatore; Menniti, Daniele; Pinnarelli, Anna; Sorrentino, Nicola
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    Generazione rinnovabile distribuita e nuovi Modelli di Business di Comunità per la transizione energetica del sistema elettrico
    (Università della Calabria, 2020-03-24) Mendicino, Luca; Critelli, Salvatore; Menniti, Daniele; Sorrentino, Nicola; Pinnarelli, Anna
    Il presente lavoro di tesi si occupa dei principali indirizzi a livello nazionale e internazionale sul tema energia per comprendere le nuove traiettorie del sistema elettrico nel medio-lungo periodo e perseguire gli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili fissati al 2030-2050. Oltre a riassumere e schematizzare il contesto europeo e nazionale, illustra i fattori impattanti sulle reti elettriche a fronte dei profondi cambiamenti apportati dalla generazione rinnovabile in forma distribuita. Gli aspetti di mercato, i modelli di business per la condivisione dell’energia da parte di finali attivi e le possibili configurazioni hanno rappresentato la parte pratica del lavoro, nella quale supponendo di mettere a sistema utenti finali residenziali secondo uno schema di aggregazione definito da un nuovo modello che prende il nome di comunità energetica, si sono valutati i criteri per la sostenibilità complessiva del modello proposto. L’emergenza climatica e ambientale ha reso inevitabile un cambiamento nella logica di approvvigionamento energetico con l’abbandono dei combustibili fossili ed una transizione verso le fonti di energia rinnovabile indispensabili per la de carbonizzazione del sistema elettrico, comportando un ripensamento nel sistema di distribuzione e consumo dell’energia. Lo studio degli indirizzi strategici globali, europei e nazionali ha mostrato come, gli effetti causati dalle rinnovabili sulle reti elettriche hanno determinato un cambiamento del settore, con una trasformazione della generazione in forma distribuita ed una generale trasformazione degli utenti finali con un ruolo sempre più attivo nel sistema elettrico. Il tema dell’empowerment del consumatore e di una sua attiva partecipazione ai mercati elettrici è uno dei punti cardine delle politiche energetiche a partire dal ‘Clean Energy Package’. Infatti, in materia di energie rinnovabili tale nuovo ruolo del consumatore si traduce letteralmente nei temi dell’autoconsumo, delle collettività di consumatori e degli impianti di generazione rinnovabile. L’analisi dei futuri scenari delle reti, ha evidenziato come il binomio generazione distribuita-utente attivo, attraverso l’autoconsumo del singolo utente nonché in maniera collettiva, è un concetto ben rappresentato dalle Comunità Energetiche che sembra essere la chiave per raggiungere, sia obiettivi climatici posti a livello globale ed Europeo, sia la soluzione a problematiche tecniche dovute alla penetrazione delle rinnovabili nelle reti elettriche. Le aggregazioni di utenti che producono l’energia elettrica necessaria per soddisfare i propri fabbisogni, accumulandola e gestendola al loro interno, esprime infatti una nuova modalità di approvvigionamento e consumo che valorizza le risorse energetiche rinnovabili e distribuite. Tra un proliferare di modelli teorici proposti per la gestione delle reti e degli utenti finali con l’obiettivo di integrare risorse distribuite in un sistema nato per essere centralizzato, si è trattato il modello delle Comunità Energetiche con scambio virtuale di energia tra una pluralità di consumatori e/o autoproduttori. In questo modo l’aggregazione avviene tra utenti che non sono localizzati in uno stesso sito, ma che mettono a disposizione l’energia autoprodotta da fonti rinnovabili per gli utenti della comunità stessa tramite la rete pubblica, con l’ausilio di tecnologie abilitanti, riproducendo quello che sarebbe di un sistema di autoconsumo fisico (in sito) ma valorizzando l’utilizzo della rete pubblica di distribuzione che si configurerebbe come uno dei fattori abilitanti dell’autoconsumo in forma collettiva consentendo di mantenere qualità del servizio e libero accesso agli utenti finali. Sebbene le configurazioni per la creazione di comunità energetiche possano essere diverse si è approfondita quella promossa da un soggetto terzo che aggrega utenti in una numerosità tale da rende fattibile lo schema collettivo. È stato pertanto necessario individuare gli attori coinvolti nel modello di business e gli elementi per definire le voci di costo e ricavo dell’aggregazione prendendo in considerazione alcuni indicatori economici per valutarne la sostenibilità. Si sono costruiti diversi scenari andando a modificare delle variabili ritenute più sensibili (numerosità degli di utenti aggregati, percentuale di autoconsumo e prezzi dell’energia) distinguendo gli scenari per tipologia di utenti aggregati (soli utenti attivi e caso di utenti attivi e passivi), ipotesi di fornitura di servizi alla rete e riduzione degli oneri in favore delle comunità energetiche ipotizzando il recepimento delle recenti direttive europee in ambito nazionale. Si è valutata infine, la riduzione dei costi tecnologici o incentivi in favore delle comunità per ottenere tempi di ritorno più contenuti e almeno paragonabili a quelli di utenti che agiscono in maniera individuale. Sulla base dei prezzi applicati nella comunità, la costruzione di prospetti che replicano la spesa elettrica dell’utente finale nel contesto Italiano ha permesso di valutare oltre agli evidenti benefici sociali e ambientali, i possibili benefici economici ottenibili per gli utenti partecipanti allo schema. Le analisi numeriche hanno mostrato come le condizioni attuali richiedono una consistente numerosità di utenti finali per la realizzazione di comunità dell’energia formate da utenti prosumers, che oscillano tra 4.000-6.500 utenti a seconda delle ipotesi e della configurazione adottata nel modello con tempi di recupero che nello scenario più ottimistico sono di almeno 7 anni. Nella configurazione di comunità adottata, si richiede un livello di autoconsumo del 70%, che può essere favorito dalla progressiva diffusione dei SdA associata ad una sensibile riduzione dei costi delle tecnologie abilitanti. Per raggiungere risultati soddisfacenti e favorirne lo sviluppo, emerge come serve ancora un valido supporto da parte delle politiche comunitarie e incentivi (tra il 55-65%) che possono essere sia in forma implicita che esplicita. L’apertura al mercato dei servizi alla rete (MSD) offerti anche dai piccoli utenti aggregati può essere un ulteriore elemento di supporto anche se al momento presenta difficoltà di acceso per via di una regolazione prematura e di remunerazioni troppo contenute ma, l’introduzione di misure specifiche per le comunità energetiche può spingere ulteriormente alla nascita di questa configurazione. Le comunità energetiche possono avere una miriade di configurazioni che non sempre portano a ritorni nel breve termine e pertanto non devono essere valutate dal solo punto di vista economico, ma vanno prese in considerazione anche ricadute di natura sociale, occupazionale e soprattutto di carattere ambientale. La trasformazione in corso infatti, stravolgerà sia i consolidati modelli di gestione operativa e di dispacciamento, sia le dinamiche dei mercati elettrici portando ad essere le comunità energetiche un’occasione che non può essere sprecata. Data l’ampiezza della ricerca a tutti i livelli, molteplici sono stati i risultati: - Il quadro della situazione rinnovabili nel contesto globale, Europeo e nazionale ha permesso di capire quali saranno gli scenari futuri è ciò rappresenta un importante risultato per indirizzare le scelte sul sistema elettrico; - Lo studio dei prezzi dell’energia elettrica e delle tariffe per utenti finali ha permesso di dare una dimensione ai benefici e alle possibilità che si riescono ad ottenere per gli utenti finali domestici residenziali con autoconsumo da FER; - Il modello generale proposto con la definizione degli attori coinvolti permette di trarre informazioni utili o replicare quale sono i passi necessari per la realizzazione di impianti in ‘grid parity’ sia di piccola che di grande taglia e come definire la durata dei possibili contratti di vendita dell’energia (PPA e SEU); - L’applicazione nella simulazione, di concetti sviluppati in laboratorio dal gruppo di ricerca di Sistemi Elettrici per l’Energia permette di dare una prima analisi di fattibilità dell’iniziativa e degli investimenti per un eventuale opportunità di business che si aprirebbe dalle comunità energetiche con scambio virtuale; - La descrizione degli elementi e di un modello di business a supporto dello sviluppo di comunità energetiche; - Primi risultati economico-finanziari di una comunità energetica applicata al caso Italiano con la numerosità utile del campione per la sostenibilità. Il contributo scientifico apportato al panorama nazionale, europeo e internazionale si è concretizzato con la pubblicazione di una serie di articoli scientifici che hanno evidenziato, in ambito nazionale il vantaggio nell’aggregazione di impianti rinnovabili non programmabili secondo le attuali e previste politiche di gestione degli sbilanciamenti; la differenze di gestione di impianti tra ambito nazionale ed altri paesi europei con una simile incidenza di fonti rinnovabili (ad esempio la Spagna); gli effetti dell’autoconsumo relativo ai Prosumers sia in ambito nazionale che internazionale. Per quanto riguarda gli investimenti in grandi impianti di generazione per servire direttamente utenti consumatori di energia, attraverso la soluzione dei Power PurchaseAgreement (PPA) si è fornita una dettagliata descrizione degli attori coinvolti nel modello e dei costi e ricavi per costruire un opportuno LCOE e realizzare impianti in grid parity, siano essi fotovoltaici o eolici. Sulla gestione degli utenti attivi in forma di comunità energetiche invece il modello di business proposto che dà un ruolo centrale alle fonti rinnovabili in forma aggregata e gestite da un unico soggetto, restituisce informazioni utili a investitori e/o produttori. Il lavoro propone e analizza possibili modelli di mercato che permettono di affrontare efficacemente i cambiamenti dei prossimi anni ed è stato strutturato come di seguito: - Nel primo si evidenziano gli impatti causati dalle fonti rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico; - Nel secondo capitolo si descrivono, le comunità energetiche come possibile soluzione di mercato per favorire l’integrazione della generazione rinnovabile-distribuita nelle reti elettriche insieme al ruolo degli Aggregatori. - Nel terzo capitolo si presentano alcuni modelli di business per la gestione di comunità energetiche facendo una proposta nel caso di utenti finali domestici che dispongono di impianti di generazione fotovoltaica di piccola taglia; - Nel corso dell’ultimo capitolo si mostrano i risultati di alcune simulazioni numeriche condotte su una configurazione di comunità energetica gestita da soggetto terzo Aggregatore.
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    Modelli per la gestione ed il controllo dei sistemi di accumulo distribuito in ambiente Power Cloud
    (2018-06-01) Vizza, Pasquale; Critelli, Salvatore; Menniti, Daniele; Sorrentino, Nicola; Pinnarelli, Anna
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    Models and enabling IoT technologies for cooperative energy brokerage in smart-grid
    (2019-05-21) Scarcello, Luigi; Critelli, Salvatore; Menniti, Daniele; Pinnarelli, Anna; Sorrentino, Nicola
    The strong decentralization of energy production, especially from nonprogrammable renewable sources (nPRS), obtained with the rising and interconnection of small plants, has placed the end user at the centre of the whole energy system management. Nowadays, the end user has taken the role of a “prosumer”, being at the same time producer and consumer of thermal and electrical energy. While this new bivalent role has clear advantages (onsite production, lower transport losses, reduced dependence on fossil fuels, etc.), the distributed generation from nPRS causes additional injections of energy into the grid, which can bring to stability and safety problems for the operations of the grid itself. As consequence, the end-user needs to be involved in the management of the grid adopting appropriate strategies in order to maintain the balance between generation and consumption of energy, and avoid spikes of energy demand or excessive injections of energy produced but not consumed. The best strategy is to join in energy communities able to coordinate local energy flows and favouring a better use of energy. Moreover, end-users have to adopt new IoT technologies and the grid have to become a smart-grid. This Ph.D. thesis develops some cooperative energy brokerage models based on decentralized scheme proposed in the LAboratory of Electrical Systems for Energies and Renewable sources (LASEER), headed by Prof. D. Menniti, of the Department of Mechanical, Energy and Management (DIMEG) of the University of Calabria. In the proposed models, the end-user takes a fundamental role: he can autonomously make decisions based on thermal and electrical energy requirements and collaborate in energy balancing operations of the energy community and of the national electrical grid. In according to this decentralized approach, a new price based-time of use Demand Response program has been designed. The Demand Response program is determined by solving, in a day ahead strategy, a mixed integer linear optimization problem, called “prosumer problem”. In this context, end-user dwellings need to be purposely equipped with home automation systems and micro-grid devices, appropriately designed to act the planned energy management strategy The effectiveness and the feasibility of the proposed work have been assessed through a testbed performed in an academic experimental demonstrator sited in the University of Calabria, where the proposed model have been implemented. Moreover, different prototype versions of home automation and micro-grids devices have been realized during the development and the work carried out in the MIUR project “Sistemi Domotici per il servizio di brokeraggio energetico cooperativo”. Specific contributions of this thesis are in the following areas:  implementing an unified management model of both thermal and electrical energy needs in a price based Demand Response program;  providing an option for end-users to participate in the National Electricity Market through demand side bidding and to manage their electricity usage;  designing home automation systems and micro-grid devices able to monitor, control and collect data on exchanges of electrical energy flows;  customizing cooperative energy brokerage model for supporting the management of Energy Districts;  experimenting the energy management strategy in the academic experimental demonstrator;  designing smart meter for end-user able to measure energy flows exchange as well as to give a view of real-time energy consumption;  collecting representative data about end-user habits to perform statistical analysis and define load forecasting services;  evaluating cost and quantifying the global energy demand to sensitize to more conscious consumption of energy. The experience in developing demand response models has been shared inside Marie Skłodowska-Curie project “Research and Innovation Staff Exchange”, with the project partner Exergy Ltd company.
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    Povertà energetica e sviluppo economico nell'Afroica Subsahariana: l'opportunità delle microgrids per l'elettrificazione dei villaggi rurali
    (Università della Calabria, 2020-05-05) Mercuri, Michele; Menniti, Daniele; Sorrentino, Nicola; Pinnarelli, Anna; Critelli, Salvatore
    L’attività di ricerca svolta in questa tesi si è focalizzata sull’analisi delle specifiche problematiche dei settori energetici di paesi in via di sviluppo (PVS), in particolare l’accesso all’energia elettrica nell’area dell’Africa sub-sahariana, e alle conseguenze che le difficoltà di approvvigionamento dell’energia causa nel percorso di sviluppo dei predetti Paesi. L'Agenzia Internazionale dell'Energia (IEA) stima che attualmente 1,18 miliardi di persone vivono senza aver accesso all'energia elettrica (il 16% della popolazione mondiale), di questi circa il 53% vive nel continente africano. Nonostante l’Africa subsahariana sia ricca di risorse energetiche primarie ha una produzione di energia elettrica molto limitata. Per lo sviluppo di questa regione, che concentra il 13% della popolazione mondiale ma che conta solo per il 4% della domanda globale di energia, poter contare su un ampio accesso a fonti energetiche affidabili ed economicamente accessibili risulta essere un fattore di cruciale importanza per lo sviluppo futuro del continente. L’impossibilità per le aree rurali di accedere in maniera sicura e costante all’energia elettrica porta ad una forte dipendenza energetica dalla biomassa tradizionale e conseguentemente frena la domanda stessa di energia nonché spesso la soluzione più comune in questi contesti consiste nell’utilizzare generatori diesel, che hanno un costo di investimento basso, ma che presentano una serie di svantaggi, tra cui elevati costi operativi, emissioni dannose per l’ambiente e per la salute ed elevata manutenzione. Da questi due aspetti derivano una serie di conseguenze negative che frenano il processo di sviluppo sia a livello locale che nazionale. In particolare, la popolazione delle zone rurali dei PVS è quella che soffre maggiormente le conseguenze del problema dell’accesso all’energia elettrica la manca di energia ostacola lo svilupppo economico e crea come principale conseguenza un costante flusso migratorio di popolazioni che si spostano dalle aree in esame verso aree più sviluppate (tipicamente l’area del continente europeo). L’obiettivo principale per ridurre sia i flussi migratori che portare sviluppo nelle zone dell’africa interessate dal fenomeno nonché creare opportunità di business per i paesi investitori sarebbe, pertanto, aumentare l‘accesso all’energia elettrica, è noto infatti che la grave carenza di infrastrutture elettriche di base mette a rischio gli sforzi profusi per raggiungere un più rapido sviluppo economico e sociale. Nel continente africano per quella minoranza di persone che ad oggi può usufruire di una connessione alla rete elettrica, la fornitura è spesso inaffidabile, il che rende necessario l’uso diffuso di privati e costosi generatori di riserva alimentati a diesel o a benzina. In molte aree, le tariffe elettriche sono tra le più alte al mondo e, fatta eccezione per il Sud Africa, le perdite riportate a causa della scarsa manutenzione delle reti di trasmissione e distribuzione sono doppie rispetto alla media mondiale. Per contrastare l’emigrazione pertanto si dovrebbero meglio utilizzare le risorse finanziarie destinate agli aiuti e favorire l’accesso a forme economiche di energia pulita. L’elettrificazione delle zone senza accesso all’energia può avvenire attraverso due modalità: l’ampliamento della rete di trasmissione nazionale o la generazione distribuita in isola, per quanto riguarda la prima modalità in molte aree rurali si manifestano forti vincoli di fattibilità tecnica ed economica della fornitura elettrica se promossa tramite il tradizionale sistema centralizzato. In questi casi, i sistemi in isola basati su fonti rinnovabili di energia sono l’unica soluzione percorribile. In questo contesto, questa tesi di dottorato si concentra principalmente sul problema dell’accesso all’energia elettrica nelle aree rurali dell’Africa subsahariana e sull’analisi di sistemi in isola. La tesi è suddivisa in tre parti principali: la prima parte propone un’approfondita analisi del contesto politico, economico e di sviluppo della rete elettrica in Africa ed in particolare nelle aree rurali subsahariane. Nella seconda parte si propone una descrizione delle caratteristiche principali e un’analisi, alla luce delle dimensioni della sostenibilità, del problema dell’accesso all’energia e si dettaglia un’analisi della situazione energetica dell’Africa del bilancio energetico e del costo dell’energia in alcune aree dell’Africa. La terza parte introduce i modelli che sono stati sviluppati per rispondere in maniera specifica alla mancanza di accesso all’energia elettrica e propone un modello di elettrificazione in isola sostenibile.
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