An evaluation of the effectiveness of cost-benefit analysis in public distribution network development plans

The ongoing energy transition is profoundly transforming the operation and planning of electricity distribution networks. With the growing penetration of renewables, electrifi- cation of demand, and digitalization, Distribution System Operators (DSOs) must adopt analytical tools linking technical performance with socio-economic and environmental impacts. In this context, Cost–Benefit Analysis (CBA) represents a key instrument to support investment decisions and ensure regulatory transparency. This thesis explores how the CBA framework can be effectively applied to distribution networks, focusing on the benefit that quantifies the economic value of reduced renew- able curtailment. This indicator expresses, in monetary terms, the additional renewable energy accommodated by the system after grid reinforcements or voltage regulation ac- tions. A complete computational methodology was developed and implemented in MAT- LAB/MATPOWER on a real medium-voltage network, accounting for transformer and line saturation, voltage regulation, and hourly energy balancing. Three distributed gen- eration (DG) allocation strategies,Uniform, Nodal, and Monte Carlo, were analyzed to assess how spatial variability influences curtailed energy and the resulting benefit. Results show that the Monte Carlo approach provides the most realistic network repre- sentation, capturing the stochastic nature and spatial variability of DG. The Uniform case yields slightly more optimistic results, underestimating curtailed energy by up to 20–30%, while the Nodal configuration highlights the most critical operating conditions. Imple- menting voltage regulation further enhances hosting capacity, reducing curtailed energy and increasing the overall benefit. In conclusion, the proposed methodology demonstrates how a properly tailored CBA can support DSOs in quantifying the technical and economic value of grid modernization measures, strengthening the link between network planning, renewable integration, and decarbonization goals.

La transizione energetica sta trasformando profondamente il funzionamento e la piani- ficazione delle reti di distribuzione. Con la crescente diffusione delle fonti rinnovabili, l’elettrificazione dei consumi e la digitalizzazione, i DSO devono adottare strumenti ca- paci di collegare le prestazioni tecniche con gli impatti economici e ambientali. In questo contesto, l’Analisi Costi–Benefici (CBA) è uno strumento essenziale per supportare le decisioni di investimento e garantire trasparenza regolatoria. La tesi analizza l’applicazione della CBA alle reti di distribuzione, focalizzandosi sul ben- eficio che quantifica il valore economico della riduzione dell’energia rinnovabile non im- messa. L’indicatore misura, in termini monetari, l’energia aggiuntiva che il sistema può accogliere dopo interventi di potenziamento o strategie di regolazione della tensione. È stata sviluppata in MATLAB/MATPOWER una metodologia su una rete reale di media tensione, che considera saturazione di trasformatori e linee, regolazione della tensione e bilancio energetico orario. Tre strategie di allocazione della generazione distribuita, Uni- forme, Nodale e Monte Carlo, sono state analizzate per valutare l’influenza della variabilità spaziale sull’energia non immessa e sul beneficio economico. I risultati mostrano che l’approccio Monte Carlo descrive più fedelmente il comporta- mento della rete, cogliendo la natura stocastica e la distribuzione spaziale della DG. Il caso Uniforme risulta più ottimistico, sottostimando l’energia non immessa fino al 20–30%, mentre la configurazione Nodale evidenzia le condizioni più critiche. Le strategie di re- golazione della tensione aumentano la hosting capacity, riducendo le perdite di energia e incrementando il beneficio complessivo. In conclusione, la metodologia proposta mostra come una CBA adattata al contesto dis- tributivo possa supportare i DSO nella valutazione tecnico–economica degli interventi di ammodernamento, rafforzando il legame tra pianificazione, integrazione delle rinnovabili e obiettivi di decarbonizzazione.