Optimizing the operation of microgrids with high electric vehicle penetration: plan, operate and aggregate

Recent shifts in the energy sector are showing how decentralized yet interconnected architectures are needed to address environmental, economic, technical and societal changes. Among them, microgrids - that are by definition single controllable entities with respect to the grid - represent a promising solution. Their uptake in modern power systems could support the expansion of Electric Vehicles (EV), but it also introduces several challenges related to overall system performance. In fact, EVs are highly stochastic, user-dependent and mobility-oriented assets. Especially when their penetration is significant, microgrids should be optimally designed throughout all their lifetime. This includes the planning stage, where spending and environmental concerns needs to be accounted, the operation stage, where optimality and robustness needs to be traded off with computational time, and the aggregation stage, where cost-effectiveness and risk-proneness are paramount metrics. This thesis aims at providing multiple instruments for decision makers, especially in presence of high EV penetration, stochastic variables and changing regulatory landscape. On the planning stage, we propose a chance-constrained optimal sizing for a EV Charging Station (CS) accounting for variable assets' prices and a possible application scenario for end-of-life EV batteries in light of a life cycle assessment and an updated regulatory framework. On the operation stage, we propose two different energy management systems for CS, i.e. one centralized exploiting the reconfiguration of charging points to improve power dispatch and EV scheduling and one decentralized where game theory is used to design incentives. On the aggregation stage, we propose an overall architecture for a Virtual Power Plant (VPP) focusing on the iterative flexibility negotiation from the microgrid point of view and on the VPP optimal bidding strategy in presence of strict performance tolerances. Taken together, the thesis' findings emphasize the need for robust and scalable solutions to address the challenges posed by increasing EV penetration and evolving regulatory frameworks in modern energy systems.

I recenti cambiamenti nel settore energetico stanno dimostrando come siano necessarie architetture decentralizzate ma interconnesse per affrontare i cambiamenti ambientali, economici, tecnici e sociali. Tra queste, le microreti - che per definizione sono entità singolarmente controllabili rispetto alla rete - rappresentano una soluzione promettente. La loro diffusione nei moderni sistemi di alimentazione potrebbe sostenere l'espansione dei veicoli elettrici, ma introduce anche diverse sfide legate alle prestazioni complessive del sistema. Infatti, i veicoli elettrici sono altamente stocastici, dipendenti dall'utente e orientati alla mobilità. Soprattutto quando la loro penetrazione è significativa, le microreti dovrebbero essere progettate in modo ottimale per tutta la loro durata di vita. Ciò include la fase di pianificazione, in cui è necessario tenere conto delle spese e delle considerazioni ambientali, la fase operativa, in cui l'ottimalità e la robustezza devono essere bilanciate con il tempo di calcolo, e la fase di aggregazione, in cui l'efficacia in termini di costi e la propensione al rischio sono parametri fondamentali. Questa tesi mira a fornire diversi strumenti ai decisori, soprattutto in presenza di un'elevata penetrazione dei veicoli elettrici, variabili stocastiche e un panorama normativo in evoluzione. Nella fase di pianificazione, proponiamo un dimensionamento ottimale con vincoli probabilistici per una stazione di ricarica per veicoli elettrici, tenendo conto dei prezzi variabili delle risorse e di un possibile scenario di applicazione per le batterie dei veicoli elettrici a fine vita, alla luce di una valutazione del ciclo di vita e di un quadro normativo aggiornato. Nella fase operativa, proponiamo due diversi sistemi di gestione dell'energia per le stazioni di ricarica: uno centralizzato che sfrutta la riconfigurazione dei punti di ricarica per migliorare la distribuzione dell'energia e la programmazione dei veicoli elettrici, e uno decentralizzato in cui si utilizza la teoria dei giochi per progettare incentivi. Nella fase di aggregazione, proponiamo un'architettura complessiva per una centrale elettrica virtuale (virtual power plant, VPP) incentrata sulla negoziazione iterativa della flessibilità dal punto di vista della microrete e sulla strategia di offerta ottimale della VPP in presenza di tolleranze di prestazione rigorose. Nel complesso, i risultati della tesi sottolineano la necessità di soluzioni robuste e scalabili per affrontare le sfide poste dalla crescente diffusione dei veicoli elettrici e dall'evoluzione dei quadri normativi nei moderni sistemi energetici.