Comunità Energetiche Rinnovabili: Modelli di Calcolo dell'Energia condivisa ed Analisi di Loadflow.

Abstract

Il crescente interesse per le energie rinnovabili, alimentato dalla lotta alla crisi climatica e dall'obiettivo di garantire l'indipendenza energetica, sta profondamente trasformando il panorama energetico nazionale. Questo cambiamento comporta un impatto significativo sulle reti elettriche di distribuzione, che si trovano a dover gestire complessità crescenti in termini di bilanciamento della domanda, gestione delle fluttuazioni di produzione e aggiornamenti regolatori. L'introduzione di impianti rinnovabili decentralizzati di piccola-media taglia, come i sistemi fotovoltaici ed eolici, richiede perciò una pianificazione attenta per garantire un'integrazione sicura ed efficiente nella rete. In questo contesto, le politiche di autoconsumo promosse dall'Unione Europea e dalla legislazione nazionale emergono come strumenti fondamentali per favorire una transizione energetica più sostenibile e distribuita. La tesi è stata sviluppata nell'ambito del Progetto di ricerca 1.7 “Tecnologie per la penetrazione efficiente del vettore elettrico negli usi finali” finanziato all’Università di Genova da ENEA nell'ambito dell'Accordo di Programma 22-24 “Ricerca di Sistema Elettrico” tra ENEA e Ministero dell'Ambiente (PTR 22-24). L’elaborato di tesi si propone di esplorare i temi sopra descritti, analizzando le interazioni tra la produzione da fonti rinnovabili e le reti di distribuzione, e approfondendo il concetto di Comunità Energetica Rinnovabile (CER) come configurazione di autoconsumo virtuale. Verranno inoltre eseguiti calcoli relativi agli incentivi riconosciuti all'energia condivisa in una specifica CER e analizzato l’impatto della Generazione Distribuita (GD) sulla rete di distribuzione tramite simulazioni di Load Flow nell’arco di un anno su una rete in bassa tensione (BT) composta da 25 nodi con prosumer e consumer. I risultati ottenuti saranno confrontati con quelli di una rete equivalente costituita esclusivamente da consumer.

The growing interest in renewable energy, driven by the fight against the climate crisis and the goal of ensuring energy independence, is deeply transforming the national energy sector. This revolution has a significant impact on electrical distribution networks, which are increasingly challenged by the complexity of balancing demand, managing production fluctuations, and adapting to regulatory updates. The introduction of small-to-medium decentralized renewable systems, such as photovoltaic and wind power, therefore requires careful planning to ensure their safe and efficient integration into the grid. In this context, self-consumption policies promoted by the European Union and national legislation emerge as key tools to facilitate a more sustainable energy transition. The thesis has been developed in the context of the research Project 1.7 “Technologies for the efficient penetration of the electric vector in the final uses” funded by ENEA within the “Electrical System Research” Program Agreement 22-24 between ENEA and the Ministry of the Environment (PTR 22-24). The thesis aims to explore the aforesaid topics by analyzing the interactions between renewable energy production and distribution networks, while delving into the concept of Renewable Energy Communities (RECs) as a virtual self-consumption model. Additionally, calculations related to incentives for shared energy within a specific REC will be carried out, and the impact of Distributed Generation (DG) will be analyzed through Load Flow simulations over the course of one year on a low-voltage (LV) distribution network with 25 nodes, connecting 23 users (7 prosumers and 16 consumers). The results will be compared with those from an equivalent network having only consumers, in order to assess the impact of DG on network management and REC energy performance.