Implementation, evaluation, and optimization strategies of Smart Energy Systems and Local Energy Communities in an urban area: a case study of a town in the Center of Italy

Urban areas occupy 3% of the Earth’s surface and consume 75% of the natural resources, producing 60-80% of the global greenhouse gas emissions. From this data, there is the need for the cities to act as ecosystems, innovate, and help nations to become climate neutral by 2050. In this regard, Smart Cities play a fundamental role in achieving this goal imposed by the European Union. The purpose of this work is to implement, in the Osimo demo-site, two of the main components of a Smart City, namely the Smart Energy System (SES) and Local Energy Communities (LECs), thus assessing the energy, environmental, and economic benefits of these implementations. In particular, the development of the SES takes place through: (i) the "Smart Control Architecture" in which DSM strategies are implemented that allow the optimal management of multi-energy systems; (ii) the installation of new flexibility resources to adapt the energy demand to the energy production. Regarding the LEC, it was decided to select two of the suburban branches where there were major quality problems of the electricity network due to a large number of private photovoltaic systems (PV). Finally, the energy, environmental, and economic analysis have been made per each energy vector considered in this study, starting from a baseline situation of the year 2018 and comparing the results with those of the years 2021-2022. The networks considered are: the district heating (DH) network, the water network, and the electricity grid. Regarding the DH network, the energy analysis considers the Primary Energy Saving (PES) and the specific energy (Esp) of the fuel currently exploited in the thermal power plant compared to its Low Heating Value (LHV), while the environmental analysis considers the avoided CO2 and the economic analysis considers the Energy Efficiency Certificates (EECs). Results showed that the implementations in the CHP plant led to a yearly PES of 21.2 %, being almost constant than its value in the year 2018. The yearly specific energy is increased by 0.87. The environmental analysis shows an increase of 281 tCO2 than the baseline situation. Finally, the economic analysis showed an increase of 54.5 EEC, which was equal to an economic increase of 13.625 €. The analysis of the water network, on the other hand, considers the water losses avoided in the whole year 2021 with subsequent energy and economic savings due to the lower use of the pumps of the Padiglione pumping station. Results showed yearly water, energy, and economic savings of 41,192 m3, 50,113 kWh, and 18,750 €, respectively. Finally, regarding the analysis of the electricity network, the following Key Performance Indicators (KPIs) of two selected low voltage (LV) networks are evaluated. (i) The improvement of the monitored quality parameters: after the EESs installation were the reduction of the maximum voltage of 2.9% and the increase of the minimum voltage of 5.5%. (ii) The number of hours, and the energy that the CHP can provide to the network (flexibility): the number of hours of the year 2021 in which the CHP unit has been shut down were 3,213, thus providing a flexibility of 3,855.6 MWh. (iii) Lower congestion management costs for DSO: the costs of the alternative solutions implementation other than the two EESs installed, namely the secondary MV-LV electricity substations construction, in the identified streets was 149,980 €. (iv) The amount of energy, and the number of hours when the electricity has been fed into the national grid: in the year 2021 the amount of the excess of electricity injected into the electric network was equal to 4,584 MWh, while the number of hours in which the electricity was injected into the electric network in the year 2021 was 676. Lessons learned on the bureaucratic and operational aspects, as well as future development, have been also discussed.

Le aree urbane occupano il 3% della superficie terrestre e consumano il 75% delle risorse naturali e generano il 60-80% delle emissioni di CO2. Anche da questo dato nasce la necessità che siano le città stesse a fungere da ecosistemi di sperimentazione ed innovazione tali da aiutare le nazioni a diventare climaticamente neutre entro il 2050. Le “Smart Cities”, dunque, rivestono un ruolo fondamentale per raggiungere l’obiettivo imposto dall’Unione Europea. Lo scopo di questo lavoro è quello di implementare, nel sito dimostrativo di Osimo, due delle componenti principali di una Smart City, ovvero il Sistema Energetico Smart (SES) e le Comunità Energetiche Locali (LECs), valutando dunque i benefici energetici, ambientali ed economici derivanti da queste implementazioni. In particolare, lo sviluppo del SES avviene attraverso (i) la “Smart Control Architecture” in cui vengono implementate le strategie di DSM che consentono la gestione ottimale dei sistemi multi energetici; (ii) l’installazione di nuove risorse di flessibilità in grado di adattare la domanda energetica alla produzione. Per quanto riguarda le LEC, invece, si è deciso di selezionare due delle vie in cui si verificavano maggiori problemi di qualità della rete a causa dell’elevato numero di impianti fotovoltaici (PV) privati installati. L’analisi energetica, ambientale ed economica è stata fatta per ciascun vettore energetico considerato in questo studio, partendo da una situazione di baseline dell’anno 2018 e confrontando i risultati con quelli del 2021-2022. Le reti considerate sono: la rete di teleriscaldamento, la rete idrica e la rete elettrica. Per quanto riguarda la rete di teleriscaldamento, l’analisi energetica considera il Risparmio di Energia Primaria (“Primary Energy Saving” – PES) e l’energia specifica (Esp) del Gas Naturale (NG) utilizzato nella centrale di cogenerazione. L’analisi ambientale considera le tonnellate di CO2 evitate e l’analisi economica considera i Titoli di Efficienza Energetica (EEC) ottenuti. I risultati hanno mostrato che le implementazioni adottate per la centrale di cogenerazione hanno portato ad avere un PES annuale del 21.2%, mantenendolo costante rispetto al suo valore nel 2018. L’energia specifica annuale è aumentata di 0.87. Dal punto di vista ambientale sono state evitate 281 tCO2 in più rispetto la situazione di baseline. Infine, l’analisi economica ha mostrato un incremento di 54.5 EEC con un incremento economico di 13,625 €. L’analisi della rete idrica, invece, considera le perdite idriche evitate nell’intero anno 2021 con conseguente risparmio energetico ed economico per il minor utilizzo delle pompe della stazione di pompaggio di Padiglione. I risultati hanno mostrato un risparmio annuale idrico, energetico ed economico rispettivamente di 41,192 m3, 50,113 kWh e 18,750 €. Per quanto riguarda l’analisi della rete elettrica sono stati valutati i seguenti “Key Performance Indicators” (KPIs) delle due reti di bassa tensione (BT) selezionate: (i) il miglioramento dei parametri qualitativi monitorati: grazie agli EESs installati c’è stata una riduzione della tensione massima di 2.9% ed un aumento della tensione minima di 5.5%. (ii) Il numero di ore e di energia in cui il CHP può fornire flessibilità alla rete: il numero di ore del 2021 in cui il CHP è stato spento sono state 3,213; ciò comporta 3,856 MWh di flessibilità che può fornire alla rete. (iii) Minori costi di gestione della congestione per il DSO: sono stati quantificati i costi inerenti a soluzioni alternative all’installazione degli EESs, ovvero alla costruzione di nuove cabine MT-BT, quantificandoli in 149,980 €. (iv) L’energia e il numero di ore in cui c’è stata immissione di energia elettrica verso la rete nazionale: nell’anno 2021, l’energia elettrica immessa nella rete nazionale è stata 4,584 MWh, mentre il numero di ore in cui si è verificato inversione di flusso è stato 676. Vengono infine discusse le lezioni apprese e gli sviluppi futuri.