Fotovoltaico ed accumulo abbinati a Data Center: ottimizzazione e procedura autorizzativa

Questo elaborato di tesi si pone l'obiettivo di valutare la convenienza tecnica ed economica dell'ibridizzazione di un Data Center mediante l'integrazione di un impianto fotovoltaico e un sistema di accumulo elettrochimico (BESS), con particolare attenzione alla procedura autorizzativa che regola la realizzazione di tali impianti in Italia. Il caso studio è rappresentato da un Data Center ipotetico da 30 MW IT confrontato su due siti geograficamente distinti: Milano, nella zona di mercato del Nord Italia, e Bari nella zona di mercato del Sud Italia. Per ciascun sito vengono analizzate e confrontate due configurazioni impiantistiche di raffreddamento, basate rispettivamente su unità CRAC e su unità CRAH abbinate a chiller centralizzato, al fine di identificare quella più compatibile con le condizioni climatiche locali e con la strategia di free cooling. Punto centrale del lavoro è lo sviluppo di scenari di prezzo dell'energia elettrica aggiornati per entrambe le zone di mercato, nel periodo compreso tra il 2024 e il 2043. A tal fine sono stati raccolti i dati orari reali del 2024 e del 2025 dalle medesime fonti del lavoro originale di riferimento, ovvero ENTSO-E Transparency Platform, Gestore dei Mercati Energetici e TERNA S.p.a. A partire da questi dati vengono calcolate la domanda residua e la sua derivata temporale, che insieme alla domanda totale costituiscono le variabili esplicative di un modello di regressione stimato tramite il metodo dei minimi quadrati ordinari in ambiente MATLAB. Per la zona Nord viene adottato il modello M4 completo con termini quadratici e di interazione, mentre per la zona Sud viene adottato il modello M3 con solo il termine di interazione, al fine di garantire la stabilità delle previsioni fuori dal dominio di calibrazione. Il dimensionamento ottimale del sistema FV+BESS viene identificato tramite analisi di sensibilità della curva di autoconsumo e la valutazione economica dell'investimento viene condotta tramite il calcolo del Valore Attuale Netto incrementale e del Tasso Interno di Rendimento, alimentati dagli scenari di prezzo 2024–2043 e da una strategia di dispatch ottimizzata in base al prezzo orario. La diversa irradiazione solare, il diverso profilo termico annuale e le differenti condizioni del mercato elettrico zonale consentono di quantificare in che misura la localizzazione geografica influisce sulla convenienza economica dell'ibridizzazione e sul dimensionamento ottimale del sistema FV+BESS, confermando che il sito di Bari presenta una redditività strutturalmente superiore grazie alla maggiore producibilità fotovoltaica e alla maggiore variabilità dei prezzi zonali.