Modelo de inversión en el sector eléctrico y del transporte

Abstract

En un futuro cercano, las políticas internacionales, nacionales y (especialmente) locales provenientes del marco regulatorio podrían catalizar el reemplazo del vehículo de combustión (VC) por el vehículo eléctrico (VE) como medio de transporte de personas y bienes. En esta línea, el análisis de factores ambientales, técnicos y económicos como 1) la cobertura de las necesidades del transporte por carretera, 2) la interacción entre el parque automovilístico electrificado y el mix de generación de electricidad o 3) la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), será esencial en el diseño de las mencionadas políticas ya que permitirá determinar los costes y beneficios más relevantes asociados al proceso de electrificación del transporte.

Muchos trabajos han tratado de abordar la problemática que plantea la transición energética en el contexto de la integración del VE, y para ello, la gran mayoría de éstos asumen un nivel determinado de penetración de VE y se limitan a estudiar el impacto sobre la red eléctrica en base a una u otra estrategia de carga para éste. No obstante, un modelo de expansión en el sector eléctrico que trate de evaluar el impacto del VE sin habilitar inversiones en el sector del transporte queda limitado a un análisis de sensibilidades sobre la evolución del parque de automoción, desde el criterio subjetivo de quien fije el perfil de evolución. Por ello se realiza este proyecto, que trata de rellenar un nicho (hasta ahora desocupado) en el estado del arte, respondiendo a la necesidad de desarrollo de un modelo de expansión dinámico que habilite inversiones tanto en los sectores eléctrico como de transporte (dentro de éste, tanto en VE como en VC) para poder realizar un estudio unificado de ambos sectores. De esta forma, el modelo propuesto calculará el perfil óptimo del parque de manera endógena, deslastrando efectos subjetivos, y teniendo en cuenta la relación dinámica y combinada de todas las variables involucradas (técnicas, económicas y ambientales) para ambos sectores, a lo largo de un horizonte de planificación de largo alcance (de 2017 a 2037).

El modelo que aquí se plantea se apoya en una formulación matemática desarrollada en proyectos anteriores del IIT, que forma parte del modelo CEVESA, un modelo horario y multianual de mercado eléctrico de energía y reserva que permite estimar las inversiones a largo plazo en recursos de generación de electricidad en granja. Desde el punto de vista del sistema eléctrico, la cronología horaria permite modelar los costes de arranques y paradas, las rampas de generación y los servicios complementarios de suministro eléctrico, además de representar mejor las inversiones necesarias para hacer frente a rampas de demanda pronunciadas y perfiles del hueco térmico abruptos por la intermitencia de las renovables. Por otro lado, desde el punto de vista del sector del trasporte, el hecho de tener perfiles de usuario horarios permite una representación más fiel del uso de los vehículos y de su interacción con la generación renovable, hidráulica y térmica. Esto supone una mejora significativa en la representación del porfolio de generación de los mercados eléctricos y de los hábitos de desplazamiento en el sector del transporte, que no se contempla en la mayor parte de los modelos revisados.

El marco de decisión consiste en la minimización de la suma de los costes de los sectores eléctrico y del transporte (costes de operación/combustible, mantenimiento, inversión, emisiones etc.) desde una perspectiva social, como si ambos fueran dirigidos por una entidad pública que actúa a modo de operador centralizado. Las inversiones en el sector del transporte se desglosan a nivel de usuario final, en función de las necesidades de transporte de distintos colectivos (flotas) y las inversiones en el sector eléctrico se producen para minimizar sus costes de operación, así como para mantener la seguridad y la calidad del suministro. Las emisiones globales y los precios de la electricidad serán las variables que conecten ambos sectores a través de las restricciones de ligadura: los objetivos de descarbonización europeos (propuestos por la Comisión Europea) y las ecuaciones de balance de energía y reserva.

Persiguiendo analizar el impacto de las políticas regulatorias orientadas a la reducción de emisiones se han desarrollado cuatro casos estudio 1) cómo evoluciona la cuota de mercado de VE y VC, 2) cómo y cuándo debe invertirse en capacidad de generación, 3) cuál es el impacto de la electrificación del transporte en los precios de la electricidad y 4) el estudio de las emisiones de GEI provenientes de los sectores de electricidad y transporte. Además, se han diseñado cinco escenarios de entrada distintos, combinando previsiones optimistas y pesimistas (en materia de costes) para algunos de los factores que se han identificado como más relevantes en la transición energética, como los precios del combustible, los costes de emisiones y los costes de las baterías de los VE.

El propósito del modelo no es el de realizar una predicción precisa, por ejemplo, sobre la evolución del parque de automoción (para lo que habría que capturar aspectos como los niveles de renta individuales o ciertas tendencias sociológicas), sino más bien sacar conclusiones cualitativas sobre las variables más relevantes en la descarbonización energética, estimando posibles sendas u horquillas de inversión que minimicen el coste del cambio de paradigma energético. Así, los resultados del modelo dan una idea de cómo debería ser la evolución combinada del porfolio de generación y la composición del parque de automoción, para el caso español. De los resultados obtenidos se han podido desprender las siguientes conclusiones:

• Contrariamente a lo que predicen otros trabajos, los costes de emisiones inferiores a 20€/ton CO2 no frenan la penetración del VE ni la consecuente descarbonización del transporte. • Una alta penetración de fuentes de generación renovable es capaz de acomodar de forma efectiva (en términos de costes) un alto grado de electrificación del transporte. De hecho, invertir de forma temprana en eólica facilita una integración anticipada del VE. • Tanto el precio del combustible de los VC como el coste de fabricación de las baterías para los VE actúan como vectores del cambio tecnológico entre VE y VC, adelantando o frenando la integración del VE durante los primeros años del horizonte (hasta 2027). Pero, sin embargo, no impactan en el valor final (año 2037) de la cuota de mercado del VE, siendo ésta muy elevada para todos los escenarios estudiados. Así, por ejemplo, diferencias entre factores como el precio del crudo o las curvas de aprendizaje en el desarrollo de baterías tienen un gran impacto en la determinación del año en que despega la inversión en VE, pero no así en la cuota de mercado del VE desde 2036 en adelante. Este resultado sugiere que la integración del VE tiene asociada importantes beneficios de carácter social que no pueden ser pasados por alto. • Existe una desalineación de objetivos entre la minimización del coste social y la imposición de políticas regulatorias de descarbonización exclusivas al sector transporte. Se ha podido comprobar que el sector transporte tiende a reducir sus emisiones de CO2 de manera natural, esto es, sin necesidad de imponer de manera explícita restricciones máximas sobre dichas emisiones.

En definitiva, el modelo propuesto tiene cierto potencial en la evaluación del impacto social ante la imposición de políticas regulatorias, pudiendo servir como herramienta de diseño de un nuevo marco regulatorio, que, por ejemplo, pueda poner en cuestión posibles subvenciones en la compra de VE.

De los estudios efectuados, se ha publicado un artículo de investigación en un congreso internacional de relevancia sobre la temática: “An Electricity Generation Expansion Model with ICEV and PEV Investments”, 15th International Conference on the European Energy Market, 27-29 junio, Łódź, Polonia (EEM 18), cuyo primer autor es el autor de este proyecto fin de grado.

In the near future, international, national and especially local environmental policies from the regulatory framework could catalyze the transition of the transport sector towards the replacement of internal combustion engine vehicles (ICEV) by plug-in electric vehicles (PEV) as a way of transporting people and goods. Under such scenario, the analysis of environmental, technical and economic factors such as 1) the coverage of transportation needs, 2) the interactions and possible synergies between PEV and renewable generation technologies or 3) the emission reduction of green-house gases (GHG); is essential for the design of the abovementioned policies for it allows to determine the most relevant costs and benefits of the transport electrification process.

Many models have tried to engage the problems that arise in the context of the energy transition and the integration of PEV, and in order to do so, the vast majority of them tend to assume a predetermined penetration for PEV and study the subsequent effect of different PEV loading strategies on the power system. However, electricity expansion models that intend to evaluate PEV impact without enabling investments in the transport sector are unable to capture PEV-ICEV competitivity and are thusly limited to perform a sensitivity analysis from the subjective perspective of whom determines the evolution profile of PEV market share. In this situation, the project hereby presented attempts to furtherly complete the current state of the art, by developing a dynamic generation expansion model that combines investments in both the power and transport systems, allowing for a unified study of both sectors, an approach that has not been implemented until now. The proposed model is consequently able to compute the optimum vehicle inventory evolution in an endogenous manner, leaving aside subjective effects and taking into account the dynamic and intertwined relationship between all the variables involved (technical, economic, and environmental), through a long-term planning horizon (from 2017 to 2037).

The model developed in this work is founded on a mathematical formulation that has been well-established and tested in previous IIT projects, the CEVESA model, that has an hourly and multiannual representation of the Spanish energy and reserve markets and is able to estimate generation investment decisions in long term horizons. From the power system perspective, the hourly chronology allows to model start-up and shutdown costs and complementary electricity supply services (such as the secondary reserve necessities). It also improves the representation of the ramping requirements of net demand (demand minus renewables) to adequately compute the investments in dispatchable generation needed to face these requirements. From the transport system point of view, the fact of having an hourly discretization (unlike other works) allows for an accurate description of vehicle usage profiles and the interaction between PEV and renewable, thermal, and hydraulic generation.

In terms of the investment decision framework, the sum of the electricity and transport systems costs (operation/fuel costs, maintenance costs, emission costs, investment costs, etc.) are minimized from a social perspective as if both systems were managed by a public-state entity that behaves as a centralized operator. Therefore, vehicle investments do not respond to consumer preferences, but rather, are produced to cover individual transportation needs and investments in the power system are conducted to minimize the system’s operation cost as well as to maintain the security and quality of supply. The emissions derived from both systems’ operation along with the electricity price are the main variables connecting both systems through the linking constraints: the European decarbonization targets (proposed by the European Commission) and the energy and reserves balance equations.

Aiming to analyze the impact of those regulatory policies oriented to diminishing GHG emissions, four case studies have been developed to assess 1) the evolution of road transport market share considering PEV and ICEV investments, 2) the moment in time and the way in which investments in new generation capacity should be conducted, 3) the impact of an electrified transport sector on the electricity prices, and 4) the resulting emissions of the electricity and transport sectors in the context of the energy paradigm shift. Furthermore, five different scenarios have been designed, combining optimistic and pessimistic forecasts (in terms of costs) for some of the factors that have been considered to be most relevant in the energy transition such as fuel costs for ICEV, emission costs and PEV battery costs.

Note that the purpose of the model is not to forecast accurately, for instance, the market share evolution in the future vehicle inventory (as in order to do so, the model should take into account features such as individual purchasing power or social/psychological trends). The model is in fact oriented to provide qualitative insight on how the most relevant variables in the context of the systems’ decarbonization interact with one another, hence, allowing to estimate and identify suitable investment opportunities that minimize the social costs consequential to the energy paradigm shift, for the Spanish case. Some of the main conclusions that can be extracted from the results provided by the model are listed down below:

• Contrasting with other works, establishing emission costs to values lower than 20€/ton CO2 does not delay PEV penetration. • High renewable penetration conciliates with a highly electrified transport sector and more specifically, wind power investments performed on earlier years facilitate sooner PEV integration. • Both ICEV fuel costs and PEV battery costs are relevant factors when assessing PEV investment take off (accelerating or delaying PEV integration). However, the final value (year 2037) of PEV market share does not depend heavily on the different scenarios contemplated for these two parameters, for PEV market share is remarkably high independently of the scenario. This result suggests that PEV integration is associated with important social benefits that should not be overlooked. • A misalignment between the cost minimization objective and the regulatory policies focused on specifically reducing the transport sector emissions is deducted. Results show that combining social cost minimization with joint decarbonization objectives on the transport and power systems could naturally lead to the transport system decarbonization by 2050. Therefore, specific policies for diminishing the transport sector emissions could derive in economic damage.

Ultimately, the proposed model has some potential to evaluate the social impact caused by regulatory policies and could thusly be used as a design tool for a new regulatory framework that is able to call into question matters such as incentives or subsidies in PEV purchase.

From the performed studies, a research paper has been produced and published in an international electricity market conference: “An Electricity Generation Expansion Model with ICEV and PEV Investments”, 15th International Conference on the European Energy Market, 27-29 June, Łódź, Poland (EEM 18), whose first author is also the author of the present project.