¿Podrían los vehículos eléctricos (EVs) enfrentarse a un tipo diferente de congestión en el corto plazo? Con la aceleración de la electrificación de la movilidad, los productores y los distribuidores de energía necesitan comprender el impacto potencial de los EVs sobre la demanda de electricidad (Gráfico 1). La buena noticia: Un estudio de McKinsey indica que el crecimiento proyectado de la movilidad eléctrica no generará un aumento sustancial de la demanda en la red de electricidad en el corto a mediano plazo, limitando de esta manera la necesidad de expandir la capacidad de generación durante ese período.
Utilizando como ejemplo información de Alemania, estimamos que el aumento de la cantidad de EVs no resultará en una variación significativa de la demanda de electricidad hasta 2030; el crecimiento estimado está en torno al uno por ciento, o aproximadamente cinco gigawatts (GW) de capacidad de generación adicionales. Esta cantidad podría estirarse hasta el cuatro por ciento hacia 2050, y requeriría una capacidad extra de alrededor de 20 GW. Casi toda esta adición de capacidad provendrá de fuentes renovables, como energía eólica o solar, y en menor medida de generación a gas.
El nuevo perfil de carga de electricidad
Más allá de que el crecimiento de las ventas de EVs posiblemente no provoque un aumento de relevancia en la demanda total de energía, es probable que influya en el perfil de carga de la electricidad. El efecto más pronunciado consistirá en un aumento de las cargas máximas durante la tarde/ noche, cuando los conductores conecten sus vehículos eléctricos al regresar del trabajo o completar la jornada diaria. Sin embargo, a nivel de todo el sistema, este efecto representará a lo sumo un porcentaje pequeño. Nuevamente, tomando como ejemplo a Alemania, esperamos un aumento de la carga máxima de aproximadamente el uno por ciento hasta 2030 y del ~5 por ciento hacia 2050 – incrementos que el sistema debería absorber sin problemas.
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No obstante ello, la variación en el perfil de carga puede generar desafíos a nivel local, ya que la distribución regional de EVs puede ser muy variable en algunos casos. Una proyección de McKinsey basada en analítica geoespacial a nivel de código postal sobre la penetración de EVs muestra que algunas áreas suburbanas podrían convertirse en “hot-spots” de adopción de EVs. De esta manera, incluso con niveles de penetración bajos a nivel nacional, es probable que surjan áreas locales con alta población de vehículos eléctricos (Gráfico 2).
Estos centros de actividad residenciales y otros puntos de concentración de carga de EVs, como estaciones públicas de carga rápida o terminales de vehículos comerciales, generarán aumentos significativos en la carga máxima a nivel local. Con el propósito de proyectar los cambios en el perfil de carga en áreas residenciales, McKinsey llevó a cabo un análisis Monte Carlo 1. Para un circuito de alimentación típico de 150 hogares con una penetración de EVs del 25 por ciento, el análisis indicó que la carga máxima aumentaría alrededor de un 30 por ciento (Gráfico 3).
Si bien es una proporción significativa, el aumento de la carga máxima en áreas residenciales no es tan dramático como algunos suponen. Esto es así porque pese a que un solo vehículo eléctrico puede fácilmente duplicar el consumo pico a nivel de usuario, su agregación con varios otros hogares (con y sin EVs) reduce el aumento relativo de la carga máxima en la sub-estación, incluso considerando el efecto de días con valores de carga inusualmente altos. El Gráfico 3 ilustra la demanda pico máxima y promedio de vehículos eléctricos experimentada en una sub-estación eléctrica típica, sin considerar la posibilidad de carga diferida o “inteligente”.
Más allá del aumento de la carga máxima, los perfiles altamente volátiles e irregulares de las estaciones de carga rápida públicas también requerirán un balanceo adicional del sistema. Para explorar esta situación en mayor detalle, hemos simulado el perfil de una estación de carga rápida (Gráfico 4). En este caso, una única estación de carga rápida puede exceder rápidamente la capacidad máxima de un transformador de un circuito de alimentación típico.
Los aumentos no administrados de la carga máxima en las sub-estaciones provocados por la demanda de EVs superarán la capacidad de los transformadores y harán necesario su reemplazo. La combinación de datos acerca de la distribución de la penetración de EVs por código postal con información sobre la utilización actual de los transformadores revela que los requerimientos de inversión derivados de la penetración de vehículos eléctricos a nivel nacional sigue una curva en forma de S. En otras palabras, si bien las necesidades de inversión son mínimas en áreas con baja penetración de EVs, éstas aumentan considerablemente y vuelven a nivelarse con tasas de penetración mayores. Sin acciones correctivas, estimamos que las inversiones acumuladas en la red podrían ser de varios cientos de euros por EV.
Explorando posibles soluciones
Los jugadores del sector de la energía tienen varias maneras de abordar esta situación. Pueden influir sobre los hábitos de carga, por ejemplo, estableciendo incentivos tarifarios para que los usuarios de vehículos eléctricos recarguen sus baterías después de la medianoche en lugar de hacerlo al caer la tarde. El análisis indica que una medida de este tipo podría reducir el aumento de la carga máxima a la mitad (Gráfico 5). Las tarifas por tiempo de uso, fáciles de implementar y probadas en pilotos, requerirán supervisión, pues su aplicación podría derivar en “picos de temporizador”, que suceden cuando muchas personas programan sus cargadores para comenzar a la misma hora.
Alternativamente, las compañías de energía pueden desplegar soluciones locales, como incorporar una unidad de almacenamiento de energía a los transformadores y cargarla durante momentos de baja demanda. Luego, esta unidad de almacenamiento se descargaría en períodos de fuerte demanda, reduciendo la carga máxima. Otra alternativa es la utilización de una planta pequeña de co-generación, que puede constituir una solución atractiva si la energía térmica generada es usada localmente (por ejemplo, para calefaccionar un depósito y a la vez cargar una flota de camiones de reparto).
Considerando que el costo de las baterías continúa en descenso, el uso de medios de almacenamiento para equilibrar los perfiles de carga será una opción cada vez más atractiva. Otras aplicaciones incluyen cargadores rápidos de uso público, cargadores para camiones y buses en terminales y áreas de aparcamiento, y configuraciones residenciales en las que los propietarios de EVs combinen paneles solares en sus techos con almacenamiento en el hogar. Varios factores pueden justificar la instalación de sistemas de almacenamiento de energía. Algunos de ellos son reducir la carga máxima para evitar cargos extra, evitar inversiones en la expansión de la red, o aprovechar precios más bajos en determinados momentos del día (cargando las baterías en horarios no pico). Los usuarios de electricidad también podrían ser compensados por ofrecer servicios flexibles.
Más allá de que algunas inversiones en mejora de la red o soluciones alternativas serán inevitables, las compañías están en condiciones de reducirlas sustancialmente atacando las causas raíz. Un ejemplo podría ser evitar por completo el aumento de la carga máxima modificando los patrones de recarga de los vehículos eléctricos. Los primeros insights acerca de los hábitos de carga y los patrones de conducción y aparcamiento de los usuarios de EVs indican que durante una alta proporción del tiempo que permanecen conectados a la red, los vehículos no están cargándose activamente. Esta proporción oscila entre más del 80 por ciento del tiempo en el caso de vehículos particulares y carga residencial, y cerca del 25 por ciento en estaciones de carga públicas. Esta situación explica la conveniencia de modificar el perfil de carga y en consecuencia optimizar el tiempo y la velocidad de recarga para el sistema, volviendo el proceso más “inteligente”.
Influir sobre las conductas de carga para generar valor
Con coordinación central, el direccionamiento inteligente de los patrones de carga de EVs crea valor de diferentes maneras. Primero, puede facilitar un recorte más efectivo de la carga máxima y reducir fuertemente las inversiones requeridas en la red. En segundo lugar, posibilitaría modificar el perfil de carga para optimizar el costo de generación (llevando la demanda del pico máximo a la carga base). Asimismo, estimular la recarga en momentos de generación solar o eólica excedente, o atenuarla cuando la generación renovable es baja, ayudaría a incorporar una proporción mayor de energía de esas fuentes. Por último, al proveer servicios de respuesta a la demanda, la carga inteligente podría ofrecer un mecanismo muy valioso de balanceo del sistema (respuesta en frecuencia).
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Una futura mejora de este abordaje incluiría planes “vehicle-to-grid” (de inversión del flujo), que no solo influyen sobre la demanda, sino que también hacen posible que los EVs aporten electricidad a la red bajo determinadas condiciones. Estudios piloto han comprobado una alta predisposición de los dueños de vehículos eléctricos para participar en iniciativas de carga inteligente coordinada. El valor total creado podría equivaler a varios cientos de euros al año por EV, dependiendo del contexto local.
Para capturar estos beneficios, los jugadores del sector de la energía deberán primero realizar algunas inversiones en infraestructura de carga inteligente y trabajar para lograr una colaboración eficaz con los demás actores involucrados. Una vez logrados estos objetivos, los EVs dejarán de representar una preocupación desde la perspectiva de los sistemas de distribución de electricidad. En cambio, se transformarán en una fuente de beneficios al volver al sistema más eficiente, resiliente y “verde”.
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