Self-consumption in the energy transition: development of a DC microgrid for power sharing model application

The energy transition is transforming the structure and operation of electricity systems, driven by the increasing penetration of Renewable Energy Sources (RES), which is promoting decentralisation and a more active role for end users in energy production and management. In this context, self-consumption, both individual and collective, has gained prominence as a means of improving the local use of energy generated by RES and reducing reliance on distribution networks. However, in many European countries, including Italy, Collective Self-Consumption (CSC) is currently implemented mainly through virtual schemes, in which power sharing is reconstructed ex post and remains largely decoupled from the physical behaviour of energy flows in the electricity system. This creates a mismatch between regulatory mechanisms and real-time system operation. This mismatch represents a key limitation in scenarios characterised by a high penetration of distributed RES, where the coordination of physical power flows becomes increasingly critical. This thesis addresses this issue by comparing virtual and physical self-consumption models for CSC. The work analyses instantaneous power exchanges with the distribution network, highlighting the limitations of purely virtual approaches as the share of distributed RES increases. After examining the European and Italian regulatory frameworks, a physical self-consumption configuration, inspired by existing European experiences, is presented and adopted as a reference model for analytical comparison. In this context, DC microgrids are investigated as enabling infrastructures for physical power sharing among multiple residential users. The Power Sharing model for residential DC microgrids is analysed, considering network architecture, converter configurations, control strategies, and protection aspects. The proposed model is evaluated through simulations and representative residential case studies, including energy and economic assessments, and is further validated through an experimental implementation on a DC microgrid prototype. The results show that DC microgrids can provide a technically effective and scalable solution for implementing CSC, improving the instantaneous use of locally generated renewable energy and reducing interactions with the distribution grid. These findings contribute to the technical evolution of end-user aggregations and decentralised electrical systems.

La transizione energetica sta trasformando la struttura e il funzionamento dei sistemi elettrici, guidata dalla crescente penetrazione delle fonti di energia rinnovabili, che promuove la decentralizzazione e un ruolo più attivo degli utenti finali nella produzione e nella gestione dell'energia. In questo contesto, l'autoconsumo, sia individuale che collettivo, ha acquisito importanza come mezzo per migliorare l'utilizzo locale dell'energia generata da fonti rinnovabili e ridurre la dipendenza dalle reti di distribuzione. Tuttavia, in molti paesi europei, tra cui l'Italia, l'autoconsumo collettivo è attualmente implementato principalmente attraverso schemi virtuali, in cui la ripartizione della potenza viene ricostruita ex post e rimane in gran parte disaccoppiata dal comportamento fisico dei flussi di energia nel sistema elettrico. Ciò crea una discrepanza tra i meccanismi regolatori e il funzionamento del sistema in tempo reale. Questa discrepanza rappresenta una limitazione fondamentale in scenari caratterizzati da un'elevata penetrazione di fonti di energia rinnovabile distribuite, in cui il coordinamento dei flussi di potenza fisici diventa sempre più critico. Questa tesi affronta tale questione confrontando modelli di autoconsumo virtuale e fisico per l'autoconsumo collettivo. Il lavoro analizza gli scambi di potenza istantanei con la rete di distribuzione, evidenziando i limiti degli approcci puramente virtuali all'aumentare della quota di fonti rinnovabili distribuite. Dopo aver esaminato i quadri normativi europei e italiani, viene presentata una configurazione fisica di autoconsumo, ispirata alle esperienze europee esistenti, e adottata come modello di riferimento per il confronto analitico. In questo contesto, le microreti in corrente continua (CC) vengono studiate come infrastrutture abilitanti per la condivisione fisica di potenza tra più utenti residenziali. Il modello di Power Sharing per le microreti CC residenziali viene analizzato, considerando l'architettura di rete, le configurazioni dei convertitori, le strategie di controllo e gli aspetti di protezione. Il modello proposto viene valutato attraverso simulazioni e casi di studio residenziali rappresentativi, comprese le valutazioni energetiche ed economiche, e ulteriormente validato mediante un'implementazione sperimentale su un prototipo di microrete CC. I risultati mostrano che le microreti CC possono offrire una soluzione tecnicamente efficace e scalabile per l'implementazione dell’autoconsumo collettivo, migliorando l'utilizzo immediato dell'energia rinnovabile prodotta localmente e riducendo le interazioni con la rete di distribuzione. Questi risultati contribuiscono all'evoluzione tecnica delle aggregazioni di utenti finali e dei sistemi elettrici decentralizzati.