CEVESA es un modelo dinámico para la planificación de la expansión de la generación eléctrica del sistema eléctrico español (asumiendo que se representa dicho sistema en un único nodo), que considera tanto las inversiones realizadas por clientes distribuidos en DER (generación y almacenamiento) como por las generadoras (GENCOs) en CR (plantas convencionales de generación térmica, generación renovable y almacenamiento centralizado). También representa el sector del transporte al incluir decisiones de inversión en vehículos eléctricos (PEV) y vehículos de motor de combustión interna (CEV), teniendo en cuenta el despliegue de infraestructura, el combustible y los costes sociales y ambientales de ambas tecnologías de transporte. El modelo se basa en un equilibrio en variaciones conjeturales con conjeturas de precio-respuesta, con detalle horario, requisitos de energía y reservas secundarias (calculadas de manera endógena a partir de la producción renovable), y con restricciones de rampa y arranques y paradas. El modelo de equilibrio considera en un único nivel las decisiones de inversión y operación, y se resuelve con un problema de minimización cuadrática equivalente, lo que simplifica su resolución.

En el sistema eléctrico, las GENCO maximizan sus ganancias esperadas mientras que los clientes minimizan su factura energética considerando las tarifas y las inversiones DER. Ambos problemas están vinculados a través del balance horario de generación-demanda y por la restricción de cobertura de la demanda pico, que garantiza una capacidad de generación suficiente para un cierto nivel de seguridad de suministro. Además:

• Las centrales eléctricas de las GENCOs se representan por unidad de oferta, hasta su año de cierre previsto, y las nuevas inversiones se modelan por tecnología. Las GENCOs pueden invertir en ciclos combinados, en turbinas de gas de ciclo abierto, en generación eólica y solar fotovoltaica (PV) y en tecnologías de almacenamiento.
• Los clientes distribuidos pueden comprar y vender energía desde y hacia la red, con diferentes tarifas de energía para cada uno de estos dos tipos de transacciones. También se aplica a los clientes un término de potencia tarifaria, proporcional a la potencia máxima extraída o inyectada a la red. Los clientes pueden invertir en tecnologías distribuidas de generación eólica, fotovoltaica y solar y están segmentados en 12 grupos de acuerdo con su sector de actividad (industrial, comercial y residencial) y subsector (alimentos, papel, metalurgia, química para clientes industriales, alimentos, restauración o servicios para clientes comerciales, y unifamiliares o bloques para clientes residenciales). También se representan las pérdidas de distribución de la energía para cada uno de los segmentos de cliente considerados.

En el sector de transporte:

• El coste total del sistema considerando PEV e ICEV se minimiza desde una perspectiva social, siendo el precio de la electricidad la principal variable de salida que vincula los sectores de electricidad y transporte. Los perfiles de uso de los vehículos PEV e ICEV son horarios, lo que permite por ejemplo una representación más precisa de la interacción del PEV con la generación renovable, hidráulica y térmica. Una variedad de estrategias de carga para PEV: carga óptima (para carga y carga) con o sin provisión de reservas (estrategia V2G), entre otras, mejoran la representatividad y el análisis del posible impacto del PEV en el sistema eléctrico.
• Se utiliza además un modelo de coste-beneficio que tiene en cuenta los costes de infraestructura (puntos de recarga, expansión de la red de distribución, etc.) y externalidades (impacto en la salud, cambio climático o dependencia energética) para obtener costes globales y beneficios de las inversiones en PEV e ICEV.

Las principales entradas y salidas de CEVESA se muestran en la siguiente figura:

Algunas de las características innovadoras del modelo CEVESA han sido descritas en distintas publicaciones académicas:

• J. Villar, E. Salas, F.A. Campos. Combined penetration of wind and solar generation with plug-in electric vehicles Energy Procedia. vol. 106, pp. 59-72, December 2016. [Online: December 2016] 10.1016/j.egypro.2016.12.105
• S. Doménech, F.A. Campos, M. Rivier, J. Villar. Joint centralized and distributed electricity generation expansion in a decarbonized scenario 15th International Conference on the European Energy Market - EEM18. ISBN: 978-1-5386-1488-4, Lodz, Poland, 27-29 June 2018
• R. Castañón, F.A. Campos, S. Doménech, J. Villar. An electricity generation expansion model with ICEV and PEV investments 15th International Conference on the European Energy Market - EEM18. ISBN: 978-1-5386-1488-4, Lodz, Poland, 27-29 June 2018
• F.A. Campos, S. Doménech, J. Villar. Endogenous secondary reserves requirements in long-term electricity generation models 14th International Conference on the European Energy Market - EEM17. ISBN: 978-150905499-2, Dresde, Germany, 06-09 June 2017
• J. Villar, E. Salas, F.A. Campos. Combined penetration of wind and solar generation with plug-in electric vehicles Energy Economics Iberian Conference - EEIC 2016. ISBN: 978-989-97531-4-3, Lisbon, Portugal, 04-05 February 2016
• J. Villar, F.A. Campos, C. Cervilla, C.A. Díaz. Combined wind and PEV penetration: cost-benefit analysis X Congreso de la Asociación Española para la Economía Energética. Tenerife, Spain, 05-06 February 2015
• J. Villar, C.A. Díaz, P. González, F.A. Campos. Wind and solar integration with plug-in electric vehicles smart charging strategies IEEE 11th International Conference on the European Energy Market - EEM2014. ISBN: 978-1-4799-6095-8, Cracovia, Poland, 28-30 Mayo 2014
• J. Villar, C.A. Díaz, J. Arnau, F.A. Campos. Impact of plug-in-electric vehicles penetration on electricity demand, prices and thermal generation dispatch 9th International Conference on the European Energy Market - EEM 12. ISBN: 978-1-4673-0832-8, Florence, Italia, 10-12 Mayo 2012

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