Vehículos eléctricos : Estudio prospectivo del impacto sobre el sector energético nacional, debido a su introducción en el parque automotor del Uruguay.

Abstract

En el presente trabajo prospectivo, se analizan los posibles impactos producidos sobre el sector energético, a partir de una fuerte conversión tecnológica en el transporte carretero. Para ello, se proyectó escenarios con diferentes grados de penetración de la movilidad eléctrica. Se construyó un escenario tendencial (AE0) a partir de las características del parque en el año base y de las variables independientes que determinan su crecimiento global, estableciendo así para cada año la evolución del parque, su demanda energética discriminada por tipo de fuente y las emisiones asociadas. Con la progresión de ventas anuales definida y los cambios de los patrones de consumo respecto al escenario tendencial se estableció tres escenarios de política: escenario de mínima (AE1), intermedio (AE2) y de máxima (AE3); para los cuales también se determinó para cada año; las características de cada parque, las demandas energéticas por tipo de fuente y las emisiones asociadas. El periodo prospectado fue desde 2023 a 2043. Se analizó el impacto de las nuevas demandas en el sistema eléctrico y se estudiaron las previsibles sinergias de la movilidad eléctrica con las fuentes de energía renovables no convencionales (EERRNC), todo ello en el marco de una política de diversificación y desarrollo de las energías renovables en la matriz energética del Uruguay. Se analizó la conveniencia por parte de los ciudadanos de la adopción de la modalidad V2G así como la incidencia en el sistema eléctrico de la inyección a la red de los excedentes de cargas diarias no utilizadas para movilidad. A partir de las nuevas demandas, se estudiaron las consecuentes mejoras en los aspectos ambientales, como lo es la reducción de las emisiones asociadas al consumo de fuentes fósiles y sus impactos, se determinaron comparativamente, a través de los indicadores de sustentabilidad planteados para cada escenario. Desde el punto de vista económico, para las nuevas demandas, se cuantificó cómo este cambio repercute en el sector hidrocarburos y en las ecuaciones económicas de las empresas públicas del sector energético, dadas las consecuentes variaciones en las ventas de Ancap y UTE y de las transferencias en base a gravámenes que estas realizan a rentas generales, examinando los posibles cambios en el modelo de negocio. Los principales resultados, arrojaron al año 2043, una disminución en la demanda total de combustibles fósiles respecto al escenario AE0 de: 13 MGJ/a (17%) para AE1, 21 MGJ/a (27%) para AE2, 27,5 MGJ/a (35%) para AE3. Como consecuencia de ello existe un aumento neto de la demanda eléctrica asociada a la movilidad eléctrica en el año 2043 respecto al escenario AE0 de: 860 GWh/a para AE1, 1.309 GWh/a para AE2, 1.691 GWh/a para AE3. Con estos cambios, se obtendría al 2043 una sustitución de 311 ktep en AE1, 503 ktep en AE2 y 657 ktep en AE3 de energía de origen fósil por eléctrica generada en su mayoría por EERRNC, aumentando la autarquía energética nacional y la independencia de los derivados del petróleo. En cuanto a las emisiones asociadas, los resultados totalizados en todo el periodo prospectado, mostraron una reducción neta acumulada, de gases de efecto invernadero (GEI), respecto al escenario AE0 en toneladas de CO2 equivalentes (tonCO2eq.) de: 11x106 tonCO2eq. para el escenario AE1, de 16 x106 tonCO2eq. para AE2 y para AE3 de 21 x106 tonCO2eq. A partir del análisis de V2G, se identificó que los horarios planteados para la carga y descarga de vehículos eléctricos (VE) equivalentes, fueron adecuados para el caso AE1, dado que balancearon la curva de demanda y redujeron los picos de costo marginal de despacho. Sin embargo para los casos AE2 y AE3 la carga en algunos momentos invierte las características típicas de la curva de demanda, existiendo posibilidades de fallas. En particular para los escenarios AE2 y AE3 se identificó la necesidad de una política que regule la gestión de las nuevas demandas proyectadas de la movilidad eléctrica si se quiere apostar a la descarbonización de la matriz de generación de energía eléctrica (EE). Desde el punto de vista económico, se determinaron los impactos sobre las empresas públicas Ancap y UTE producto de las variaciones en sus ventas y cómo ello repercute en las transferencias en base a gravámenes que estas realizan a rentas generales; se identificó que UTE obtiene un incremento, respecto del escenario AE0, del 5% para AE1, 7% para AE2 y el 9% para AE3 del total de las ventas por su nueva demanda mientras que Ancap reporta una caída , respecto del escenario AE0, del 18% para AE1, 31% para AE2 y 42% en AE3 para su nueva demanda. Este “traspaso de la demanda” desde Ancap a UTE, implica dejar de recibir transferencias por parte del Estado por impuestos relacionados con la venta de combustibles, que no se compensa con los que se incorporan por la venta de electricidad. En términos netos implica un déficit a rentas generales de entre casi 205 y 4801 millones de dólares anuales, lo cual equivale al 0,26%, 0,45% y 0,61% del PBI para los escenarios AE1, AE2 y AE3 respectivamente. Es entonces que a partir de la transformación de la demanda energética del sector transporte, se desprende la necesidad de buscar alternativas para la readecuación de los impuestos que se dejan de percibir por parte del Estado por la venta de combustibles y que son substanciales para el desarrollo y mantenimiento de las carreteras y otras infraestructuras de transporte. En este trabajo las mismas son planteadas en las conclusiones finales. A partir del análisis, de los históricos de las transferencias en base a las utilidades realizadas, entre el periodo 2005 a 2024, por parte de ambas empresas a rentas generales, se identificó que en el caso de Ancap fueron nulas o casi nulas, mientras que las realizadas desde UTE, si se mantuvieran, no alcanzarían a compensar la eventual pérdida de transferencias en base a gravámenes de Ancap. Mientras, quedará en el ámbito del Estado, el deber de estudiar y evaluar nuevos gravámenes a aplicar, de modo que satisfagan las necesidades cubiertas antes por el sector energético de hidrocarburos. El desarrollo de nuevas líneas de trabajo de revisión de incentivos fiscales existentes, a la par de los nuevos gravámenes que puedan surgir, es, a la vez de ser conveniente para la mejor toma de decisiones, necesario e ineludible, si queremos evitar que la búsqueda de la descarbonización desfinancie a rentas generales. Particularmente, cuando se analizó para los escenarios de política, el ratio de las renuncias fiscales con las reducciones de GEI, se visualizó que el desarrollo de la movilidad eléctrica planteada como una política de reducción de emisiones, le implica al país un costo de reducción de GEI de entre los 518 USD/tonCO2eq. en el escenario de mínima (AE1) y los 412 USD/tonCO2eq. para el escenario de máxima (AE3), valores que si se los compara respecto a otras medidas existentes para el cumplimiento de los ODS planteados, como por ejemplo los valores publicados recientemente con la tasa impositiva al carbono de 167 USD/tonCO₂eq. para Uruguay2, implicaría un esfuerzo de entre 4 a 3,5 veces mayor. Por último, como parte de los resultados se identificó una mejora creciente, a medida que aumenta la incorporación de la movilidad eléctrica, en los indicadores de sustentabilidad analizados.