Ottimizzazione del parco di dispositivi per l'accumulo energetico in un sistema elettrico decarbonizzato

In recent years, the European Union has adopted energy policies aimed at reducing greenhouse gas emissions to counteract the growing effects of global warming and the resulting climate change. With the European "Fit For 55" legislation, Member States commit to adopting policies to cut greenhouse gas emissions by 55% by 2030 compared to 1990 levels, with the ultimate goal of achieving carbon neutrality by 2050. In light of these ambitious targets, Italy has implemented new decarbonization strategies through the "PNIEC" (National Integrated Energy and Climate Plan) and the "Italian Long-Term Strategy for Greenhouse Gas Emissions Reduction." These strategies will lead to a radical transformation of the Italian energy sector: the electricity generation fleet will undergo a technological shift towards renewable energy sources. Due to their intermittency and unpredictability, renewable sources will need to be supported by large-scale energy storage systems. These systems are essential for meeting electricity demand during periods of low renewable energy production, as they store excess energy for use when needed. In this context, energy modeling is crucial to characterize the techno-economic analysis of different decarbonized energy scenarios. This thesis presents the COMESE code, a model developed at Consorzio RFX and used to simulate the operational conditions and economic characteristics of electrical systems in decarbonized energy scenarios. The research work focused on using an optimization algorithm that identifies the optimal configuration (in terms of lowest cost and system performance) of the Italian electricity system. The optimization was applied to the generation fleet and energy storage systems, particularly lithium-ion electrochemical batteries, in several scenarios previously developed and analyzed by the research group on energy scenarios at Consorzio RFX. This study evaluates which storage device durations are most compatible with the different types of scenarios analyzed. The development of a cost forecasting model for electrochemical batteries by 2050, based on the various durations considered in this study, enabled an assessment of the economic impact of these devices on the average cost of the analyzed electrical systems.

Negli ultimi anni, l’Unione Europea ha adottato politiche energetiche volte a ridurre le emissioni di gas serra, per contrastare i crescenti effetti del riscaldamento globale e dei conseguenti cambiamenti climatici: con la Legge europea del “Fit For 55”, gli Stati membri si impegnano nell’adottare politiche di riduzione delle emissioni di gas serra nel 2030 del 55% rispetto ai livelli del 1990, con l’obiettivo di raggiugere la neutralità carbonica nel 2050. Alla luce di questi ambiziosi obiettivi, l’Italia ha adottato attraverso il “PNIEC” e la “Strategia italiana di lungo termine sulla riduzione delle emissioni dei gas a effetto serra” delle nuove strategie di decarbonizzazione, le quali porteranno ad una radicale trasformazione del settore energetico italiano: il parco di generazione elettrica subirà una transizione tecnologica verso le fonti rinnovabili, le quali, a causa della loro intermittenza e non programmabilità, dovranno essere affiancate dai sistemi di accumulo su larga scala. Quest’ultimi sono essenziali per garantire il soddisfacimento della domanda elettrica durante le ore di bassa produzione da fonti rinnovabili, in quanto accumulano l’energia in eccesso per renderla disponibile nei momenti di necessità. In questo contesto, è fondamentale disporre dei modelli energetici per caratterizzare l’analisi tecno-economica dei diversi scenari energetici decarbonizzati. In questo lavoro di tesi viene presentato il codice COMESE, un modello sviluppato nel Consorzio RFX e utilizzato per la simulazione delle condizioni operative e delle caratteristiche economiche dei sistemi elettrici negli scenari energetici decarbonizzati. Il lavoro di ricerca si è concentrato sull’utilizzo di un algoritmo di ottimizzazione che permette di trovare la configurazione ottimale (in termini di minor costo e di funzionamento del sistema) del sistema elettrico italiano. L’ottimizzazione è stata applicata al parco di generazione e ai sistemi di accumulo, in particolare alle batterie elettrochimiche agli ioni di litio, in alcuni degli scenari precedentemente sviluppati ed analizzati dal gruppo di ricerca sugli scenari energetici del Consorzio RFX. In questo lavoro si valuta quali siano le durate dei dispositivi di accumulo più compatibili con le diverse tipologie di scenari analizzati. Lo sviluppo di un modello di previsione dei costi delle batterie elettrochimiche al 2050, basato sulle diverse durate considerate in questo studio, ha consentito di valutare l'impatto economico di questi dispositivi sul costo medio dei sistemi elettrici analizzati.