Confidential

Copyright Castalia Limited. All rights reserved. Castalia is not liable for any loss caused by reliance on this document. Castalia is a part of the worldwide Castalia Advisory Group.

Análisis de impactos potenciales derivados de la

implementación del impuesto al carbono en plantas de

generación térmica en Chile

Banco Mundial

31 de marzo de 2016

Confidential

Tabla de Contenido

Resumen Ejecutivo 1

1 Introducción 25

1.1 Marco del estudio 25

1.2 Objetivos del estudio 25

1.3 Estructura y contenido del informe 26

2 Contexto del análisis del estudio 28

2.1 Aspectos relevantes del sistema eléctrico chileno 28

2.2 Matriz de generación eléctrica actual 30

2.2.1 Potencia instalada en el SIC y en el SING 30

2.2.2 Ventas en el SIC y en el SING 32

2.2.3 Generación en el SIC y el SING 33

2.2.4 Costos de generación actuales 36

2.3 Metas y políticas de carbono en Chile 39

2.3.1 Metas de emisión de carbono a nivel país 39

2.3.2 Estimación de metas de emisión del sector de generación eléctrica 40

2.3.3 Funcionamiento del impuesto al carbono 41

3 Insumos y supuestos del análisis 43

3.1 Proceso de modelación 43

3.2 Modelo de planes de obras 43

3.3 Optimización del despacho de generación 44

3.4 Factores de emisión 46

3.5 Retiro de centrales térmicas 46

3.6 Definición de escenarios 47

3.6.1 Supuestos considerados en la elaboración de los escenarios 47

3.6.2 Análisis de valores críticos 53

3.6.3 Escenarios de simulación 56

4 Impacto del impuesto sobre emisiones y matriz energética 63

4.1 Comparación de emisiones de carbono 63

Confidential

4.1.1 Emisiones de escenarios ‘Impuesto no incluido en CV’ vs ‘Sin Impuesto’ 63

4.1.2 Emisiones de escenarios ‘Impuesto incluido en CV’ vs ‘Sin Impuesto’ 64

4.1.3 Emisiones vs metas estimadas 68

4.2 Contaminantes locales 68

4.3 Matriz energética 70

4.4 Despacho de energía 75

5 Impactos tarifarios y financieros 77

5.1 Impacto sobre factura eléctrica residencial 77

5.2 Impacto sobre factura eléctrica de minería del cobre 80

5.3 Impacto financiero sobre empresas generadoras 81

6 Implicaciones para las políticas de reducción de emisiones para sector de generación 84

6.1 Consideraciones políticas claves y recomendaciones 84

6.1.1 Conclusiones de política 84

6.1.2 Recomendaciones 86

6.2 Análisis de la literatura nacional 88

6.3 Expectativas y preocupaciones de los actores entrevistados 89

6.4 Aprendizajes de la experiencia internacional 90

Anexos

Anexo A . Modelación del despacho mediante Ose2000 98

Anexo B . Factores de emisión 102

Anexo C . Precio de emisiones locales 110

Anexo D . Supuestos de plan de obras 121

Anexo E . Incremento del impuesto al carbono 126

Anexo F . Análisis basado en plan de obras de ITPN, octubre 2015 127

Anexo G . Análisis de emisiones de contaminantes locales 132

Anexo H . Matriz energética 144

Anexo I . Despachos de energía 148

Anexo J . Bibliografía 156

Confidential

Tablas

Tabla 2.1: Potencia instalada en el SIC por tecnología, noviembre de 2015 (MW, %) 30

Tabla 2.2: Potencia instalada ERNC en el SIC (MW) 31

Tabla 2.3: Potencia instalada en el SING por fuente, noviembre de 2015 (MW, %) 31

Tabla 2.4: Potencia instalada ERNC en el SING, agosto de 2015 (MW) 32

Tabla 2.5: Ventas de energía en el SIC, 2006-2015 (GWh, %) 32

Tabla 2.6: Ventas de energía en el SING, 2006-2015 (GWh, %) 33

Tabla 2.7: Rangos de costos variables (US$/MWh) 37

Tabla 2.8: Precios de licitaciones de suministro de energía, 2013 y 2015 (US$/MWh) 39

Tabla 2.9: Estimación de meta de emisiones 41

Tabla 3.1: Fecha de puesta en servicio de centrales térmicas (SIC y SING) 47

Tabla 3.2: Proyección de demanda – SIC (GWh) 49

Tabla 3.3: Proyección de demanda – SING (GWh) 49

Tabla 3.4: Costo nivelado de energía por tecnología al año 2020 (US$/MWh) 51

Tabla 3.5: Costo nivelado de energía por tecnología al año 2030 (US$/MWh) 51

Tabla 3.6: Proyección de precios de combustible (US$) 52

Tabla 3.7: Resumen de escenarios de impacto 56

Tabla 4.1: Emisiones anuales, escenarios ‘Impuesto no incluido en CV’ (miles tCO2eq) 64

Tabla 4.2: Emisiones anuales, escenarios ‘Impuesto incluido en CV’ (miles tCO2eq) 66

Tabla 4.3: Emisiones de MP por escenario (tMP) 69

Tabla 4.4: Emisiones de NOx por escenario (tNOx) 69

Tabla 4.5: Emisiones de SO2 por escenario (tSO2) 70

Tabla 4.6: Capacidad instalada por tecnología al 2030, escenarios ‘Impuesto no incluido en CV’ (MW) 72

Tabla 4.7: Capacidad instalada por tecnología al año 2030 para escenarios ‘Impuesto incluido en CV’ (MW) 72

Confidential

Tabla 5.1: Impacto en sector de generación eléctrica, 2020 (MM US$ y %) 82

Tabla 5.2: Impacto en sector de generación eléctrica, 2030 (MM US$ y %) 83

Tabla 6.1: Resumen de entrevistas 89

Tabla 6.2: Revisión de experiencia internacional en impuestos al carbono 92

Tabla B.1: Factores de emisión de centrales existentes al año 2015 102

Tabla C.1: Costo de contaminantes locales por comuna (US$/ton) 110

Tabla D.1: Obras de generación en construcción - SIC 121

Tabla D.2: Obras de generación en construcción - SING 122

Tabla D.3: Obras de transmisión - SIC 123

Tabla D.4: Obras de transmisión – SING 125

Tabla E.1: Valor del impuesto por año, incremento anual, e incremento acumulado, período 2017-2030 126

Tabla F.1: Emisiones anuales de CO2 (miles de tCO2eq) 127

Tabla F.2: Emisiones MP por escenario (tMP) 127

Tabla F.3: Emisiones NOx por escenario (tNOx) 128

Tabla F.4: Emisiones SO2 por escenario (tSO2) 128

Tabla F.5: Despacho por tecnología (escenario ‘Sin Impuesto’) 130

Tabla F.6: Despacho por tecnología (escenario ‘US$5 CV’) 131

Tabla G.1: Emisiones anuales de SO2 por región (tSO2) 133

Tabla G.2: Emisiones anuales de NOx por región (tNOx) 135

Tabla G.3: Emisiones anuales de MP por región (tMP) 135

Tabla G.4: Emisiones de SO2 para comuna de Mejillones, comparación de escenarios (tSO2) 139

Tabla G.5: Emisiones de NOx para comuna de Mejillones, comparación de escenarios (tNOx) 141

Tabla G.6: Emisiones de MP para comuna de Mejillones, comparación de escenarios (tMP) 142

Tabla I.1: Despacho por tecnología (escenario ‘Sin Impuesto’) 148

Tabla I.2: Despacho por tecnología (escenario ‘US$5 no incluido en CV’) 149

Tabla I.3: Despacho por tecnología (escenario ‘US$14 no incluido en CV’) 150

Confidential

Tabla I.4: Despacho por tecnología (escenario ‘US$30 no incluido en CV’) 151

Tabla I.5: Despacho por tecnología (escenario ‘US$5 incluido en CV’) 152

Tabla I.6: Despacho por tecnología (escenario ‘US$5 incluido en CV’) 153

Tabla I.7: Despacho por tecnología (escenario ‘US$30 incluido en CV’) 154

Tabla I.8: Despacho por tecnología (escenario ‘Interconexión Regional’) 155

Figuras

Figura 2.1: Generación eléctrica bruta en el SIC, 2010-2015 (GWh) 34

Figura 2.2: Generación eléctrica eólica y solar en el SIC, 2010-2015 (GWh) 34

Figura 2.3: Generación eléctrica bruta en el SING, 2010-2015 (GWh) 35

Figura 2.4: Generación eléctrica eólica y solar en el SING, 2010-2015 (GWh) 36

Figura 2.5: Precio promedio de energía (US$/MWh) y Energía Licitada (GWh) 38

Figura 2.6: Funcionamiento del impuesto al carbono 42

Figura 3.1: Diagrama de flujo de la metodología que combina el modelo de planes de obras y el modelo de despacho 45

Figura 3.2: Costo nivelado de energía y nivel de impuesto en 2030 (US$/MWh) 54

Figura 3.3: Costo nivelado vs Factor de planta de carbón y gas natural (Sin Impuesto) 58

Figura 3.4: Costo nivelado vs Factor de planta de carbón y gas natural (con impuesto de US$5) 60

Figura 3.5: ‘Impuesto incluido en costo variable’ 61

Figura 4.1: Emisiones anuales, escenarios ‘Impuesto no incluido en CV’ (miles tCO2eq) 64

Figura 4.2: Emisiones anuales, escenarios ‘Impuesto incluido en CV’ (miles tCO2eq) 65

Figura 4.3: Emisiones de CO2 máximas, mínimas, y medias anuales ‘Sin Impuesto’ (tCO2eq) 66

Figura 4.4: Emisiones de CO2eq máximas, mínimas, y medias anuales ‘Sin Impuesto’ (tCO2eq) 67

Confidential

Figura 4.5: Comparación potencia instalada al 2030 – ‘Sin Impuesto’ vs escenarios 'Impuesto no en CV' (MW) 73

Figura 4.6: Comparación potencia instalada al 2030 – ‘Sin Impuesto’ vs escenarios 'Impuesto en CV' (MW) 74

Figura 4.7: Potencia instalada en el mediano plazo (US$) 75

Figura 4.8: Despacho de energía en 2030, escenarios con impuesto de US$30 (GWh) 76

Figura 5.1: Variación en la factura eléctrica del cliente residencial promedio (2020) 79

Figura 5.2: Variación en la factura eléctrica del cliente residencial promedio (2030) 79

Figura 5.3: Variación en costo del insumo eléctrico del sector minería del cobre (2020) 80

Figura 5.4: Variación en costo del insumo eléctrico del sector minería del cobre (2030) 81

Figura A.1: Perfil de Demanda Horaria y Generación Solar (día laboral) 99

Figura A.2: Condiciones de Oferta y Demanda en el Corto y Mediano Plazo 100

Figura F.1: Potencia instalada en el mediano plazo (escenario ‘Sin Impuesto’ y ‘US$5 CV’) 129

Figura G.1: Emisiones anuales de SO2 por región (tSO2) 132

Figura G.2: Emisiones anuales de NOx por región (tNOx) 134

Figura G.3: Emisiones anuales de MP por región (tMP) 134

Figura G.4: Emisiones anuales de SO2 por comuna, en región de Antofagasta (tSO2) 136

Figura G.5: Emisiones anuales de NOx por comuna, en región de Antofagasta (tNOx) 137

Figura G.6: Emisiones anuales de MP por comuna, en región de Antofagasta (tMP) 137

Figura G.7: Emisiones de SO2 para comuna de Mejillones, comparación de escenarios (tSO2) 138

Figura G.8: Emisiones de NOx para comuna de Mejillones, comparación de escenarios (tNOx) 140

Figura G.9: Emisiones de MP para comuna de Mejillones, comparación de escenarios (tMP) 142

Figura H.1: Potencia instalada en el corto plazo (todos los escenarios) 144

Confidential

Figura H.2: Potencia instalada en el mediano plazo (escenario ‘Sin Impuesto’) 144

Figura H.3: Potencia instalada en el mediano plazo (escenario ‘US$5 No CV’) 145

Figura H.4: Potencia instalada en el mediano plazo (escenario ‘US$14 No CV’) 145

Figura H.5: Potencia instalada en el mediano plazo (escenario ‘US$30 No CV’) 146

Figura H.6: Potencia instalada en el mediano plazo (escenario ‘US$5 CV’) 146

Figura H.7: Potencia instalada en el mediano plazo (escenario ‘US$14 CV’) 147

Figura H.8: Potencia instalada en el mediano plazo (escenario ‘US$30 CV’) 147

Cuadros

Cuadro 3.1: Análisis basado en plan de obras del ITPN, de octubre de 2015 58

Confidential

Acrónimos y Abreviaciones

CC Ciclo combinado

CV Costo variable

CNE Comisión Nacional de Energía

CDEC Centro de Despacho Económico de Carga

GEI Gases de efecto invernadero

ERNC Energías renovables no convencionales

GNL Gas natural licuado

INDC Intended Nationally Determined Contributions

ITPN Informe Técnico de Precio de Nudo

Ley En referencia a la ley chilena 20.780, publicada el 29 de septiembre de 2014

MM Millones

MP Material particulado

NOX Óxido de nitrógeno

Ose2000 Software que se utilizará para modelar operaciones del sistema eléctrico

P Precio

PIB Producto Interno Bruto

PMR Partnership for Market Readiness

SIC Sistema Interconectado Central

SING Sistema Interconectado del Norte Grande

SO2 Dióxido de azufre

Unidades

US$ Dólar estadounidense

Btu Unidad de energía que proviene del inglés British Thermal Unit

MMBtu Millones de Btu

CLP$ 2011 pesos chilenos de 2011

GWh Gigavatio hora

kW Kilovatio

kWh Kilovatio hora

MW Megavatio

MWh Megavatio hora

Confidential

tCO2 toneladas de dióxido de carbono

tCO2eq toneladas de dióxido de carbono equivalente

Confidential

Glosario de Términos Técnicos

Ciclo Combinado: existencia de dos ciclos termodinámicos en un mismo sistema. Las centrales eléctricas de ciclo combinado utilizan (generalmente queman) un combustible para producción de electricidad. Los dos ciclos se refieren a que esta central tendrá una turbina de gas y una de vapor.

Clientes libres: clientes con una potencia conectada mayor a 2,000kW. Estos clientes también son referidos como ‘Grandes clientes’. Actualmente, los clientes con una potencia entre 500kW y 2,000kW pueden optar entre el mercado regulado o no regulado. A partir de 2016, los clientes con una potencia de hasta 5,000kW van a tener la posibilidad de optar.

Clientes regulados: clientes con una potencia inferior o igual a 2,000kW.

Contrato de suministro: contrato que un generador pacta con un cliente, por una determinada cantidad de electricidad, en un período estipulado, a un precio convenido en dicho contrato.

Contrato take or pay: contrato entre una empresa y un proveedor donde la empresa compra toda la cantidad establecida en el contrato o paga una multa al proveedor. El contrato fija un precio mínimo que la empresa debe pagar incluso cuando demanda una cantidad menor a la que corresponde a dicho precio.

Costo fijo: costo que no cambia ante cambios en el nivel de producción.

Costo marginal: aumento del costo total necesario para producir/generar una unidad adicional.

Costo nivelado de energía: costo promedio de generar un kilovatio hora a lo largo de la vida económica de una planta, tomando en cuenta tanto los costos variables, como los costos fijos.

Costo variable: costo que cambia según el nivel de producción.

Despacho económico de generación por orden de mérito: despacho de las fuentes de energía disponibles de menor a mayor costo variable, hasta que la demanda está satisfecha.

Dióxido de carbono equivalente: forma de medición de otros GEI aparte del CO2 expresados en términos de CO2 dependiendo de su potencial de calentamiento global, relativo al CO2.

Energía: capacidad de realizar trabajo, medida en vatio hora; la energía se entrega utilizando potencia por un determinado tiempo.

Factor de emisión: tasa promedio de emisión de un GEI por unidad de actividad de una fuente de emisión; por ejemplo: toneladas de dióxido de carbono equivalente por kilovatio-hora de electricidad generada.

Factor de planta: cociente entre energía real generada y potencial energía generada funcionando a capacidad plena, en un mismo período de tiempo.

Filtración de carbono: importación de electricidad proveniente de fuentes con alta emisión de carbono en otros países, reduciendo el inventario de emisiones para el país importador, pero aumentando las emisiones globales.

Mercado libre: mercado constituido por los clientes libres.

Confidential

Mercado regulado: mercado constituido por los clientes regulados.

Nudo estabilizado: subestación de generación de electricidad.

Potencia: tasa de transferencia de energía en cualquier momento del tiempo, medida en vatios.

Precios de nudo: precios definidos para todas las subestaciones (nudos) de transmisión desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tienen dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia.

Precio sombra del carbono: un precio de referencia del carbono que estima la inclusión del costo social de las emisiones como si existiera un mercado que lo determina de una manera económicamente eficiente.

Tarifa: precio regulado por la autoridad reguladora. En el caso chileno, la CNE regula los precios que las distribuidoras cobran a los clientes regulados.

Confidential

1

Resumen Ejecutivo

El Banco Mundial, en cooperación con el Ministerio de Energía de Chile (‘el Ministerio’), contrató a Castalia y KAS Ingeniería para realizar un análisis de potenciales impactos derivados de la implementación del impuesto al carbono en plantas de generación térmica en Chile. Este estudio se realiza en el marco de la iniciativa “Partnership for Market Readiness, PMR-Chile” (Alianza de Preparación para los Mercados de Carbono, “PMR” por sus siglas en inglés) para contribuir a la política de mitigación de carbono de Chile.

1. Introducción: objetivo, alcance, y estructura del estudio

El objetivo de este estudio es entender las implicancias del impuesto para las políticas de mitigación en el sector eléctrico. El estudio utiliza dos modelos para generar resultados:

Un software de optimización de la expansión que estima un plan de obras de generación a menor costo, basado en el costo nivelado de energía de cada tecnología (considerando su factor de planta esperado), y

Un modelo de mercado que simula el despacho económico, basado en el costo variable de las unidades de generación.

Estos términos se explican en las secciones a continuación.

Los modelos se utilizan para proyectar los efectos de diferentes niveles del impuesto al carbono, y diferentes maneras de aplicar el impuesto, sobre trayectorias de la matriz de generación eléctrica y la mitigación de gases de efecto invernadero (GEI). También se utilizan los resultados de la modelación como insumos del análisis de efectos tarifarios y financieros para entender posibles trade-offs entre los objetivos ambientales y económicos del gobierno de Chile (‘el Gobierno’).

Por razones prácticas, se modela un número limitado de escenarios de impuesto al carbono, definidos según diferentes valores de impuesto y diferentes formas de aplicación. Ninguno de estos escenarios representa una política específica del Gobierno. Más bien, se seleccionan escenarios que ayudan a entender las relaciones subyacentes más importantes, puntos de cambio en la matriz de generación, y efectos más generales de política. Los escenarios buscan generar un diálogo con la comunidad de encargados de formular políticas y las partes involucradas del sector eléctrico chileno, para que pueda guiar el desarrollo futuro de opciones de política específicas.

Este resumen ejecutivo (RE) comienza introduciendo brevemente el contexto del análisis (2). Luego, presentamos las preguntas que se pretenden contestar (3) y el enfoque analítico (4). Sigue un resumen de los insumos y supuestos principales del análisis (5). Una vez definido el marco analítico, se definen los escenarios y se explica cómo llegamos a ellos (6). Después, se muestran los resultados principales del análisis (7). Se concluye presentando conclusiones y recomendaciones (8).

Confidential

2

2. Contexto del análisis

El Gobierno de Chile ha anunciado metas de reducción de emisiones de GEI para el corto (2020) y mediano plazo (2030), y ha implementado un paquete fiscal para ayudar a conseguir tales metas.

La reforma fiscal de 2014 incluye disposiciones que se refieren a impuestos al dióxido de carbono equivalente (CO2eq, donde ‘equivalente’ significa que otros GEI aparte del CO2 se expresan en términos de CO2 dependiendo de su potencial de calentamiento global relativo al CO2) como también a contaminantes locales—material particulado (MP), óxidos de nitrógeno (NOX), y dióxido de sulfuro (SO2). El impuesto al carbono está definido en un monto de US$5 por tonelada de dióxido de carbono (tCO2) emitido por plantas de generación de al menos 50 megavatios (MW), comenzando en 2017.

La matriz actual de generación eléctrica de Chile es fundamentalmente hídrica y térmica en el Sistema Interconectado Central (SIC), y térmica en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Las energías renovables no convencionales (ERNC) representan hoy un 15% del total de la matriz instalada en el SIC, y un 5% en el SING aproximadamente.

El paquete fiscal está diseñado para cambiar los incentivos de los inversionistas privados hacia una matriz de generación eléctrica con menores emisiones.

Las metas de reducción de emisiones de GEI para 2020 y 2030 del Gobierno son:

El compromiso, anunciado en 2009, de reducir a 2020 en un 20% las emisiones con respecto a una trayectoria de base a partir del año 2007.

El compromiso, anunciado en 2015, de reducir a 2030 las emisiones de carbono por unidad de producto interno bruto (PIB) en un 30% con respecto a 2007, y en 45% si se obtienen aportes monetarios internacionales concesionales.

Dado que no hay compromisos específicos para el sector eléctrico, se estima cuál podría ser una contribución razonable a estas metas por parte del sector eléctrico. Estas estimaciones permiten comparar las reducciones en emisiones proyectadas en varios escenarios de impuesto al carbono con las metas implícitas para el sector de generación eléctrica. Se utilizan los datos de emisiones de 2007 del Inventario Nacional de Emisiones 1990-2010 como base de nuestra estimación, suponiendo que la proporción de emisiones de diferentes sectores se mantiene constante según los niveles de 2010 (energía, 86.2% del total; generación eléctrica, 39.7% del sector energía).

A efectos de este análisis, las metas de emisiones estimadas para el sector de generación son:

Para 2020: 24.2 millones de tCO2eq emitidas.

Para 2030: 21.9 millones de tCO2eq emitidas, o 17.3 millones de tCO2eq emitidas si se obtienen aportes monetarios internacionales concesionales.

3. Preguntas que este estudio busca contestar

En este estudio, se busca responder cómo diferentes niveles y formas de aplicación del impuesto al carbono impactan:

La matriz de generación eléctrica futura de Chile

Confidential

3

El despacho de las plantas eléctricas, y por ende

El nivel de emisiones de GEI por la generación eléctrica en Chile.

Las respuestas a estas preguntas permiten considerar cómo diferentes niveles y aplicaciones del impuesto al carbono puedan contribuir a conseguir las metas estimadas de reducción de emisiones de GEI. Cabe destacar que las estimaciones de las metas de este estudio no son las metas oficiales de Chile para el sector de generación eléctrica. Comparar las reducciones de emisiones bajo diferentes escenarios de impuesto al carbono no es un chequeo mecánico para determinar si el sector eléctrico chileno cumplirá o no con las metas. Más bien, las comparaciones proveen información sobre qué resultados podrían lograr diferentes enfoques del impuesto al carbono.

Luego, se utiliza información sobre inversiones futuras y despacho para preguntarnse cómo los precios futuros de electricidad se verían impactados por los escenarios del impuesto. Las respuestas a las preguntas sobre la relación entre el impuesto al carbono y los precios de la electricidad permiten investigar los impactos del impuesto al carbono sobre los consumidores y generadores de electricidad.

4. Enfoque analítico

Cualquier impuesto al carbono podría funcionar a través de tres posibles formas de impacto:

Cambio en el plan de obras para nuevas plantas de generación. La herramienta analítica para hacer esto es el software que optimiza el plan de obras de generación. La base de esta herramienta es el costo nivelado de energía.

Cambio en el orden de despacho de las plantas de generación ya instaladas. La herramienta analítica para hacer esto es el modelo de mercado que optimiza el despacho de las plantas existentes. La base de esta herramienta es el costo variable de generación.

Retiro anticipado de centrales de generación de alta emisión. La herramienta analítica para hacer esto es una combinación de la otras dos—pero complementada con un análisis adicional de impactos tarifarios y financieros del impuesto al carbono sobre consumidores y productores de electricidad.

Para entender los efectos del impuesto al carbono, se deben aislar los efectos del impuesto de otras influencias que puedan afectar las decisiones de inversión en generación eléctrica y despacho. En particular, los precios relativos de los combustibles (tales como de diésel o gas), así como cambios en el costo de tecnologías renovables, podrían afectar futuras decisiones del mercado eléctrico.

Por esta razón, la modelación de un escenario sin impuesto es un componente clave de nuestro enfoque analítico. El escenario sin impuesto representa el caso contrafactual de inversiones futuras y despacho de plantas eléctricas, dados los precios relativos esperados de combustibles y los costos futuros esperados de tecnologías nuevas y existentes, pero en ausencia de cualquier impuesto a las emisiones. Comparamos varios escenarios al escenario sin impuesto.

Modelo de plan de obras de generación

El primer paso del análisis es determinar el plan de obras de la generación eléctrica. Esto se realiza con un software de optimización de plan de obras que identifica adiciones a la flota de

Confidential

4

plantas generadoras en función del menor costo nivelado de energía (esto es, el costo promedio de generación de energía de cada planta a lo largo de su vida útil). El costo nivelado se conoce como ‘todo incluido’ porque contiene todos los costos incurridos para generación. Los costos nivelados son afectados por:

El costo de capital del equipo necesario para la generación.

El costo de combustible, donde aplica.

El factor de planta, es decir la utilización esperada de cada planta. Por ejemplo, en ausencia de impuestos al carbono, la generación a carbón es la de menor costo con altos factores de planta, pero la generación a gas resulta la de menor costo para factores de planta más bajos. La utilización esperada depende en parte de que se espere que una planta sirva para carga de base (es decir, la demanda que siempre está presente, aunque en menores cantidades), media (es decir, la demanda en horas de consumo medio), o de punta (es decir, la demanda en horas de consumo máximo).

Impuestos a las emisiones (incluyendo el impuesto al carbono y los impuestos a los contaminantes locales).

Se elabora un plan de obras diferente para cada escenario de impuesto al carbono (mientras que los valores elegidos para los contaminantes locales son siempre los mismos, para enfocar el análisis en el impuesto al carbono).

Modelo de despacho económico de generación

Dadas las plantas potenciales identificadas a través de la modelización del plan de obras para cada escenario de impuesto al carbono, se modela el despacho económico de la flota de generación eléctrica. Esto se realiza utilizando el modelo de mercado Ose2000 de KAS Ingeniería, que es también el modelo utilizado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) para proyectar precios en el mercado. El modelo selecciona las plantas que estarán generando y vendiendo energía según el orden de mérito económico, desde la unidad más barata a la más cara, hasta satisfacer la demanda. Mientras que el plan de obras está basado en el costo nivelado de energía ‘todo incluido’, el despacho por orden de mérito sólo se basa en el costo variable (CV) de generación. Los costos variables incluyen el costo de combustible y los costos variables de operación y mantenimiento (O&M), pero excluyen los costos fijos de capital y los costos fijos de O&M. (Nota: el costo nivelado de energía se conoce comúnmente como ‘costo marginal de largo plazo’, y el CV de generación como ‘costo marginal de corto plazo’; en este estudio no utilizamos estos términos para evitar confusiones de terminología respecto a los términos usados en nuestro análisis: corto plazo 2020, mediano plazo 2030).

El proceso de modelización requiere iteraciones entre el modelo Ose2000 y el modelo de plan de obras: el modelo Ose2000 determina el factor de planta para cada unidad de generación basado en el despacho económico, y a su vez el factor de planta contribuye a calcular el costo nivelado de energía de varias plantas.

Dado que el modelo de despacho está impulsado por el costo variable de cada planta, los efectos del impuesto al carbono sobre el despacho dependen de si el impuesto al carbono se aplique o no al costo variable. Actualmente, la política de Chile intencionalmente no incluye el impuesto al carbono en el costo variable de generación, para asegurar que el impuesto no afecte al despacho. Otros países (por ejemplo, Reino Unido) eligen incluir un impuesto al carbono en el costo variable de generación, afectando al despacho.

Confidential

5

Análisis de impactos tarifarios y financieros

Se consideran los efectos de los escenarios de impuesto al carbono en consumidores al analizar los efectos en una factura eléctrica promedio y el posible impacto en hogares y consumidores industriales.

Se analizan los impactos tarifarios y financieros de varios escenarios del impuesto al carbono calculando los efectos del impuesto sobre los costos e ingresos de los generadores de energía. Los ingresos para una planta dependen de la cantidad de electricidad despachada por la dicha planta bajo cada escenario, así como del precio que recibe. Los costos incluyen el impuesto al carbono pagado por la planta.

5. Insumos y supuestos del análisis

El horizonte temporal de este análisis se extiende hasta 2030, que es también el año del último compromiso de reducción de emisiones de Chile. Definimos el año 2030 como ‘mediano plazo’. También mostramos resultados de la trayectoria para el año 2020, definido como ‘corto plazo’.

El escenario sin impuesto está basado en proyecciones y supuestos de costos y rendimientos futuros de varias tecnologías de generación. Estas proyecciones y supuestos son en parte el resultado de una revisión literaria rigurosa de fuentes domésticas e internacionales. El escenario sin impuesto también está orientado hacia el futuro y utiliza costos proyectados de tecnologías de generación eléctrica; no simplemente sus costos actuales. Este análisis asume una reducción de costos para la generación futura de fuentes renovables, basada en el conocimiento de los autores y expectativas actuales; se utiliza el escenario de ‘costo medio’ de la ‘Mesa ERNC’, que refleja proyecciones de costos de entidades como la International Energy Agency (IEA) y el National Renewable Energy Laboratory (NREL) de Estados Unidos, y el escenario de ‘costo bajo’ para la tecnología solar fotovoltaica (PV) y termosolar (Concentrated Solar Power o CSP por su sigla en inglés), cuyos costos en particular se han reducido recientemente. También se usan proyecciones que utiliza la CNE para precios futuros de combustibles térmicos (carbón, gas, y diésel).

Es importante destacar que los costos relativos de varias tecnologías de generación—que determinan el plan de obras de menor costo tanto para el escenario sin impuesto como para otros escenarios con impuesto—no son estáticos. Dependen del progreso tecnológico, en particular de los costos de tecnologías renovables que bajan constantemente, y niveles de precio de combustibles no renovables. Los futuros encargados de formular políticas tendrán que realizar un seguimiento de la evolución tecnológica y de costos para asegurar que la información se actualice constantemente.

Este análisis incorpora en el costo de las unidades generadoras las últimas provisiones referentes a impuestos sobre contaminantes locales; y usa factores de emisión estándares para unidades de generación validados por el Ministerio de Medio Ambiente.

La demanda total—que determina la necesidad de nuevas inversiones—está proyectada por separado.

Confidential

6

6. Definición de escenarios de impuesto al carbono

Dado el número limitado de escenarios que se pueden realizar en este estudio, resulta esencial seleccionar los escenarios que mejor ilustren varias opciones de políticas disponibles para el Gobierno, y ayuden a informar decisiones futuras. Las opciones de políticas se centran en el nivel del impuesto al carbono, y su aplicación o no en el costo variable de generación (y, por ende, la presencia o ausencia de un impacto en el despacho). Además, los escenarios deben ayudar al Ministerio a entender los efectos de:

Los niveles del impuesto crecientes en el tiempo.

La interconexión del sistema eléctrico chileno con otros de la región.

Con respecto al nivel del impuesto, identificamos tres valores de referencia para los escenarios:

US$5/tCO2eq: el nivel del impuesto que entrará en vigencia en 2017. Dado que el Gobierno no ha anunciado planes específicos para aumentos futuros del impuesto, es importante entender el efecto de mantener el impuesto a ese nivel.

US$30/tCO2eq: una estimación del nivel de impuesto que pueda ser social y económicamente aceptable en el corto y mediano plazo. Sondeamos las opiniones de las contrapartes involucradas e identificamos US$30/tCO2eq como un nivel razonable para Chile al 2030.

US$14/tCO2eq: más que el valor aritméticamente promedio entre el nivel de US$5 y US$30, nos interesa encontrar un nivel del impuesto que, además de encontrarse entre tales valores, represente un punto crítico que produzca cambios visibles en los resultados del mercado. Nuestro análisis indica que US$14/tCO2eq es un punto de este tipo: bajo un factor de utilización de planta óptimo (factor de capacidad teórico del 85%), representa el nivel crítico del impuesto al carbono al cual resulta más económico invertir en generación a gas que a carbón. La figura 1 muestra que el costo nivelado del carbón llega al nivel de costo nivelado de gas a medida que el nivel del impuesto aumenta, y en US$14/tCO2eq el carbón pasa a ser más caro. Con los factores de utilización de planta proyectados para el mercado chileno en este modelo, representa el nivel crítico del impuesto al cual, al margen, la generación térmica (ya sea carbón o gas) ya no es la opción de menor costo para generación de carga de base. Como explicamos más en detalle debajo, esto sucede porque a medida que las renovables se despachan más, los factores de utilización de las plantas térmicas decrecen, aumentando su costo nivelado—y por lo tanto haciendo menos conveniente invertir en fuentes térmicas.

Confidential

7

RE Figura 1. Costo nivelado de energía y nivel de impuesto en 2030 (US$/MWh)

Basado en estas consideraciones, definimos ocho escenarios que modelamos alrededor de diferentes niveles de impuesto al carbono, distintas formas de aplicación, y con y sin considerar la conexión internacional.

La tabla 1 muestra los ocho escenarios seleccionados basados en los siguientes parámetros:

Niveles del impuesto: US$0/tCO2eq como referencia sin ningún impuesto; US$5/tCO2eq como el nivel de impuesto actual que entrará en vigencia en 2017; US$14/tCO2eq como el valor crítico teórico explicado arriba; US$30/tCO2eq como el nivel factible política y económicamente para 2030.

Formas de aplicación del impuesto: cuatro escenarios (2, 3, 4, y 8) que no incluyen el impuesto en el costo variable y tres que sí lo incluyen (5, 6, y 7).

Incremento del impuesto: los escenarios 2, 5, y 8 mantienen el nivel del impuesto fijo en US$5/tCO2eq; mientras que los escenarios 3 y 4, y los escenarios 6 y 7 se modelan incrementando el impuesto linealmente de US$5/tCO2eq en 2017 a US$14/tCO2eq y US$30/tCO2eq en 2030, respectivamente. De forma intencional, en el modelo no se consideran los efectos de posibles incrementos del impuesto al carbono después de 2030. En otras palabras, se asume que las decisiones de inversión hacia el final del periodo de análisis están basadas en la expectativa que el impuesto luego de 2030 permanecerá al nivel que llega en 2030.

Interconexión: el escenario 8 considera la interconexión regional con Perú.

Confidential

8

RE Tabla 1. Escenarios de análisis

1 2 3 4 5 6 7 8

Sin

Impuesto Impuesto no incluido en CV Impuesto incluido en CV Int. Reg.

Impuesto en 2017

US$/tCO2eq 0 5 5 5 5 5 5 5

Impuesto en 2030

US$/tCO2eq 0 5 14 30 5 14 30 5

7. Resultados principales

A continuación, se presenta y se comentan los impactos del análisis. Se destaca que este es un análisis de equilibrio parcial: no se evalúa cómo mayores costos o precios de energía modelados afectarían de manera generalizada a la economía en su conjunto.

Impacto en el plan de obras para nueva generación

En términos del plan de obras para nueva generación, los escenarios muestran una tendencia clara en la medida que aumenta el nivel de impuesto, desde la reducción de nuevas inversiones de generación a gas mientras que aumentan las inversiones de fuente renovable. Si bien este es un resultado predecible, lo interesante son los niveles de impuesto al carbono en que suceden estos impactos:

1. Sin impuesto al carbono—el mercado responde a cambios en los costos de varias tecnologías y precios de combustibles esperados. A pesar de la ausencia de un impuesto al carbono, este escenario no prevé nuevas inversiones en generación a carbón. Mientras que la generación a carbón permanece como la opción de menor costo para servir la carga de base con un nivel de utilización óptimo (factor de planta de 85%), reducciones en los costos esperados de tecnologías renovables llevan a inversiones adicionales en plantas renovables, que a su vez reducen el despacho esperado de nuevas plantas a carbón potenciales—volviéndolas no económicas. Sin embargo, la generación térmica (y por lo tanto el nivel total de emisiones) continúa creciendo debido a la inversión en nueva generación a gas.

2. US$5/tCO2eq constante sin incluir en CV—no hay efectos en la matriz energética: ninguna nueva inversión a carbón, e inversiones en gas y renovables. Con el nivel de impuesto definido en la Ley, los resultados del plan de obras proyectado son idénticos a los del escenario sin impuesto.

3. US$14/tCO2eq sin incluir en CV—menos gas y menos generación térmica total en favor de más renovables. El valor de US$14/tCO2eq es un valor crítico del impuesto para generación térmica conjunta: mientras que en el escenario 2 el total de capacidad de gas y carbón a 2030 es igual al del escenario sin impuesto (10.6GW), en este escenario es casi 1GW menor (9.8GW). Las renovables son las fuentes que están desplazando nueva inversión en gas: en particular eólica (llegando a 3GW en 2030), y CSP (llegando a 1.6GW, o

Confidential

9

1.3GW más que en el escenario 2). Es importante mencionar que este efecto se observa a lo largo de todo el período de análisis, aun cuando el impuesto sólo alcanza el valor de US$14/tCO2eq al 2030, porque las decisiones de inversión incluyen el costo nivelado de energía de una posible planta por toda su vida útil. El cambio en el orden de mérito debido al impuesto al carbono también afecta la composición de la flota renovable. Mientras que la capacidad de renovables es mayor que en el escenario sin impuesto, hay un cierto desplazamiento de capacidad geotérmica, que sólo alcanza 0.3GW en lugar de 0.5GW observados en el escenario anterior.

4. US$30/tCO2eq sin incluir en CV—se acentúan los efectos del escenario con US$14/tCO2eq. Los efectos descritos en el escenario 3 son aún más notorios en este escenario, que es en definitiva una ampliación del anterior. El total de carbón y gas llega a 9.2GW en 2030, 0.6GW menos que en el escenario 3. Gracias a este nivel de impuesto, la geotermia—que en sitios de Chile es una opción renovable relativamente cara—aumenta a 0.8GW, mientras que la CSP es un poco menor al escenario 3. Estos cambios en la flota de renovables permiten ilustrar que diferentes niveles del impuesto al carbono cambian el orden relativo de las tecnologías renovables en el orden de mérito.

La figura 2 muestra la capacidad instalada de carbón, gas natural, diésel, y renovables en 2030 en los escenarios 2, 3, y 4 (impuesto al carbono no incluido en el CV) en comparación con el escenario sin impuesto.

RE Figura 2. Capacidad instalada a 2030, impuesto al carbono no incluido en CV vs ‘Sin Impuesto’ (MW)

La figura 3 muestra la capacidad instalada de carbón, gas, diésel, y renovables en 2030 en los escenarios 5, 6, y 7 (impuesto al carbono incluido en el CV) en comparación con el escenario sin impuesto. Nuestro análisis muestra que aplicar el impuesto de US$5 en el CV no genera diferencia en la capacidad térmica instalada. Sin embargo, a niveles más altos de impuesto se instala más capacidad renovable: en el escenario 6 (US$14/tCO2eq), donde se instala más solar

Confidential

10

PV y geotermia; y en el escenario 7 (US$30/tCO2eq), donde se construye aún más geotermia y más CSP.

RE Figura 3. Capacidad instalada a 2030, impuesto al carbono incluido en CV vs ‘Sin Impuesto’ (MW)

La capacidad renovable adicional instalada en estos escenarios es necesaria para compensar por los menores niveles de despacho de la capacidad térmica. Este efecto se explica debajo.

Impacto en el despacho

Incluir el impuesto al carbono en el CV podría en principio funcionar en varias formas:

A niveles suficientemente altos, podría cambiar el orden de mérito entre diferentes formas de generación térmica.

Reducir el incentivo a despachar plantas térmicas cuando otras fuentes de generación están disponibles (esto es, se despacharían menos plantas térmicas cuando no están en el margen de despacho y entonces no definirían el precio).

Una reducción del incentivo a despachar plantas térmicas da lugar en el mercado para inversión adicional de renovables, que como contraparte hace que las plantas térmicas sean menos necesarias.

Los impactos claves en los escenarios 5, 6, y 7 son:

Generación muy emisora de carbón y gas se desplaza por más renovables. Se despachan más renovables al haber mayor disponibilidad en la matriz de generación en las horas de sol (solar PV), como también durante la noche (CSP y geotérmica). La mayor cantidad de energía de fuentes renovables es también consecuencia de más renovables en la matriz, como determinamos en el análisis de plan de obras.

No se altera el orden de mérito de las renovables. Esto no es una sorpresa, dado que las renovables no sólo no están sujetas a un impuesto al carbono—sino

Confidential

11

que a diferencia de las centrales térmicas, casi todo su costo está incluido en el costo nivelado de energía, y su costo variable es prácticamente cero dado que no usan combustible alguno.

Por diseño, ningún escenario muestra un impuesto al carbono lo suficientemente alto como para invertir el orden de mérito del carbón y el gas. Lograr invertir el orden depende tanto de los impuestos a las emisiones (que afectan al carbón más que al gas tanto para el caso de los GEI como contaminantes locales) y el precio relativo de los combustibles. Sin considerar el impuesto a contaminantes locales, el despacho se invertiría a un valor de US$52.6/tCO2eq en 2016, usando los supuestos de precios de combustible de ese año. Si se incluye el impuesto en contaminantes locales, ese nivel teórico baja a US$52.4/tCO2eq (usando también precios de combustible proyectados para 2016). Esta pequeña caída ilustra el impacto relativamente menor del impuesto a contaminantes locales comparado con el impuesto al carbono. Extrapolando los precios de combustibles, utilizando los supuestos del reporte de precios de nudo de la CNE (Informe Técnico de Precios de Nudo, ITPN) de 2015, el valor de impuesto al carbono necesario para lograr invertir el orden de mérito asciende a US$69.9/tCO2eq en 2030.

En todos los escenarios, las renovables se despachan primero: en el orden de, minihidro, biomasa, y desechos forestales, eólica, solar PV, y CSP, geotermia, e hidráulica. Carbón, gas natural, y diésel se despachan último. Un mayor número de renovables se despacha a medida que aumentan los niveles de impuesto al carbono, consistente con el plan de obras y a medida que más energía a costo cero está disponible durante el día. La figura 4 compara el despacho de hidráulica, diésel, gas, carbón, y renovables para los escenarios 4 y 7 en 2030 (US$30/tCO2eq no incluido en el costo variable e incluido en el costo variable respectivamente).

RE Figura 4. Despacho de energía en 2030, US$30/tCO2eq no incluido vs. incluido en CV (GWh)

El escenario Interconexión regional (escenario 8, también US$5/tCO2eq constante) merece atención especial, porque se importan 1.1GW de energía limpia hidráulica de pasada

Confidential

12

prácticamente a costo cero. Esto permite reducir las emisiones en comparación al escenario sin impuesto, sin los aumentos en el costo vistos en otros escenarios donde también hay reducción de emisiones.

Impacto en reducción de emisiones

La figura 5 muestra la emisión de GEI de los escenarios 2, 3, 4, y 8 (donde el impuesto al carbono no se incluye en el costo variable) en comparación con el escenario sin impuesto. La curva del escenario 2 se superpone con la del escenario 1 (sin impuesto), que está debajo: los dos escenarios tienen las mismas emisiones.

RE Figura 5. Emisiones de GEI, impuesto al carbono no incluido en CV vs Sin Impuesto (miles de tCO2eq)

Metas estimadas para 2020 y 2030.

La figura 6 muestra la emisión de GEI de los escenarios 5, 6, y 7 (donde el impuesto al carbono se incluye en el costo variable) en comparación con el escenario sin impuesto. Nuevamente, la curva del escenario 2 cubre la del escenario sin impuesto: los dos escenarios tienen las mismas emisiones.

Confidential

13

RE Figura 6. Emisiones de GEI, impuesto al carbono incluido en CV vs Sin Impuesto (miles de tCO2eq)

Metas estimadas para 2020 y 2030.

La tabla 2 muestra las cifras de las figuras anteriores; y compara las emisiones en 2030 con el escenario sin impuesto. Esto es pertinente dado que la meta a 2030 es una de intensidad de carbono lograda a ese año, más que una de reducciones acumuladas a lo largo del período. Sin embargo, también mostramos las emisiones acumuladas en el período 2017-2030, en comparación con el escenario sin impuesto (última fila de la tabla 2).

Confidential

14

RE Tabla 2. Emisiones de GEI en cada escenario modelado (millones tCO2eq)

1 2 3 4 5 6 7 8

Sin

Impuesto US$5

No CV US$14 No CV

US$ 30 No CV

US$5 CV

US$14 CV

US$30 CV

Int. Reg.

2017 30.6 30.6 30.6 30.6 30.0 30.0 30.0 30.6

2018 31.7 31.7 31.7 31.7 30.6 30.5 30.2 31.7

2019 33.4 33.4 33.4 33.4 32.9 32.8 32.7 33.4

2020 35.5 35.5 35.3 35.3 35.1 34.7 34.5 35.5

2021 37.0 37.0 37.4 37.4 36.6 36.7 36.5 36.3

2022 39.3 39.3 39.7 39.7 38.9 39.1 38.8 38.6

2023 40.4 40.4 39.7 39.7 40.1 39.2 38.9 39.8

2024 40.8 40.8 40.1 40.1 40.5 39.6 39.2 40.2

2025 41.9 41.9 40.6 40.6 41.6 40.1 39.4 34.6

2026 44.1 44.1 40.7 40.7 43.9 40.0 38.5 37.2

2027 45.9 45.9 43.1 42.1 45.7 42.1 40.2 39.4

2028 47.1 47.1 44.8 43.0 47.0 43.8 39.5 40.8

2029 47.7 47.7 45.4 44.0 47.5 44.4 40.5 41.6

2030 48.7 48.7 45.8 44.1 48.6 43.8 39.7 42.8

Red. 2030 - -0% -6% -9% -0% -10% -18% -12%

Red. 2017-30 -0% -3% -4% -1% -5% -8% -7%

La política actual de impuesto al carbono—un impuesto de US$5/tCO2eq sin incremento—no muestra reducciones de emisiones en comparación con el escenario sin impuesto.

La reducción de emisiones relativa al escenario sin impuesto que resulta del análisis con respecto a otros escenarios es notoria, considerando que los niveles del impuesto utilizados son relativamente moderados. Al 2030, las emisiones son 9% y 18% más bajas que el escenario sin impuesto, en los escenarios 4 y 7 respectivamente—y 12% considerando interconexión regional y un impuesto constante de US$5/tCO2eq en el escenario 8. Con un nivel creciente que llega a US$14/tCO2eq en 2030 (escenarios 3 y 6) se reducirían las emisiones en un 6 y 10% para ese año (respectivamente). Reducciones acumuladas a lo largo del período lograrían aproximadamente la mitad de los resultados al año 2030. En general, aumentos moderados en el impuesto al carbono lograrían reducciones relativamente considerables con respecto al escenario sin impuesto. Incluir o no el impuesto al carbono en el costo variable genera una diferencia: la reducción de emisiones es casi dos veces mayor al comparar la reducción cuando el impuesto se incluye en el CV que cuando no se incluye, tanto para 2030 como para el nivel acumulado en el período: el escenario 3 logra una reducción de emisiones de 6% en 2030 y 3% durante todo el período, mientras que en el escenario 6 la reducción es 10% y 5% respectivamente.

El impuesto al carbono parece un instrumento de política efectivo en el mediano plazo, comparando las emisiones a las metas que estimamos para el sector de generación (24.2 MM de tCO2eq en 2020; y 21.9 MM de tCO2eq y 17.3 MM de tCO2eq en 2030 si se obtienen aportes monetarios internacionales concesionales). A 2030, el impuesto al carbono podría reducir entre 0.1 MM de tCO2eq en el escenario 5 y 9 MM de tCO2eq en el escenario 7; y casi 6 MM de tCO2eq en el escenario 8 de interconexión regional. Cabe mencionar además

Confidential

15

que la energía importada sería limpia, por lo que no produciría una filtración de carbono. En el corto plazo, el impacto sobre cualquier escenario es más bajo—como puede esperarse dado el tiempo necesario para construir plantas, y los niveles del impuesto al carbono moderados elegidos así intencionalmente. Se aclara de nuevo que comparar los resultados de emisiones modelados con metas estimadas no es un chequeo mecánico de cumplimiento—y los impuestos a las emisiones son sólo uno de los instrumentos de política dentro de un contexto más amplio de mitigación de GEI.

Las emisiones de contaminantes locales son, por su volumen, una porción de las emisiones de GEI. En el escenario 1 (sin impuesto), por ejemplo, el total de toneladas de MP, NOx, y SO2 está por debajo de 140,000 en comparación con más de 48 MM de tCO2eq en 2030. No es una sorpresa que las trayectorias de emisión de contaminantes locales estén directamente relacionadas con las de los GEI. El impacto por un impuesto de contaminantes locales en los costos variables es bajo; cambia valores de costo marginal del carbón y gas en término de centavos de dólar por megavatio hora.

Factura eléctrica

Primero se evalúan los impactos en la porción de energía de la factura eléctrica de un consumidor residencial tipo (asumiendo un consumo constante de 1,845 kilovatios hora por año). Los consumidores residenciales representan un 15% del consumo total en Chile. El precio que pagarían se modela como el promedio de los precios marginales del sistema proyectados a 2020 y 2030. Los precios marginales del sistema son aquellos que serían requeridos para cubrir tanto los costos de inversión como los costos operativos del sistema en su conjunto. Si bien los precios marginales del sistema no son una proyección de los precios spot, en el mediano plazo, el promedio ponderado del precio spot y el pago por capacidad deberían converger al precio marginal del sistema.

La figura 7 muestra las variaciones en la porción de energía de la factura eléctrica de un consumidor residencial tipo en 2020 en relación al escenario sin impuesto. En el escenario 2 (primera columna en la figura 7) no hay impacto en relación al escenario sin impuesto, dado que el plan de obras y el despacho son los mismo en ambos escenarios. Este resultado puede parecer una sorpresa dados contratos recientes que incluyen el impuesto al carbono. Sin embargo, mientras que el costo marginal del sistema es el mismo en el mediano plazo, la existencia del impuesto al carbono por sí misma no debería alterar los precios marginales del sistema que deben mantenerse para lograr el nivel de inversión requerido. En el mediano plazo, los precios marginales del sistema son la mejor proyección del nivel de precios que seguramente ocurra: este efecto también se observa en 2030, mostrado más abajo. En esencia, donde el escenario sin impuesto y un escenario con impuesto resultan en los mismos precios marginales del sistema es probable que, en un mercado competitivo, les será difícil a los generadores pasar los efectos del impuesto al carbono a los consumidores, incluso si los contratos permiten el traspaso.

En el escenario 3 el impacto es de 2% debido a que el mix energético incluye más renovables dado el valor crítico de US$14/tCO2eq; el escenario 4 muestra el mismo impacto dado que el mix energético no cambia (US$30/tCO2eq no es un valor crítico). Si el impuesto se incluye en el CV, el escenario 5 (a diferencia del escenario 2) tiene un impacto de 2%, y los escenarios 6 y 7 tienen impactos mayores de 5% y 7%, respectivamente, dado el mayor despacho de renovables y la inclusión del impuesto en el costo variable que impacta directamente al precio.

Confidential

16

El escenario 8 presenta una baja reducción en la porción de energía de la factura, debido a la importación de energía hidráulica de pasada limpia y barata desde Perú.

Una razón de un impacto generalizado relativamente bajo en el corto plazo es que al 2020 sólo parte del impuesto al carbono habrá sido traspasado a precios, porque todavía el 73% de la energía demandada sería de contratos más antiguos aún sin vencer (según estimaciones con datos de la CNE). Esto implicaría que no habría aumento de precios para esta porción de consumo eléctrico (más adelante en esta sección se muestra cómo este efecto se contrarresta con un sobrecosto para las generadoras), limitando el impacto en las facturas a la porción afectada por los nuevos contratos.

RE Figura 7. Variación vs. Sin Impuesto en la porción de energía de la factura eléctrica de un consumidor residencial tipo, 2020 (%)

Los cambios serían mayores en el mediano plazo (2030), como se observa en la figura 8, cuando el impuesto al carbono habría sido traspasado casi completamente a toda la energía vendida (estimamos que cerca del 95% será de nuevos contratos en ese año, siempre según datos de CNE). Todos los escenarios, excepto el escenario 8, verían aumentos más pronunciados, y aún más si el impuesto se incluye en el costo variable; a diferencia de 2020, en 2030 el escenario 4 (US$30/tCO2eq no incluido en CV) muestra un mayor impacto comparado con el escenario 3 (US$14/tCO2eq no incluido en CV) debido al efecto de contratos antiguos vencidos. Tal como en 2020, pero con mayor efecto, la interconexión regional podría reducir la factura al importar energía hidráulica de pasada barata y limpia desde Perú.

Confidential

17

RE Figura 8. Variación vs. Sin Impuesto en la porción de energía de la factura eléctrica de un consumidor residencial tipo, 2030 (%)

Luego se evalúa el impacto en la porción de energía de la factura eléctrica de un cliente minero tipo, tomando la minería del cobre como un ejemplo (asumiendo un consumo constante para todo el sector de 22.4 teravatios hora por año). La contribución al PIB de la industria de la minería del cobre en Chile es de un 11%, y cerca de 50% de sus exportaciones. De nuevo, se modela el precio que estos consumidores pagarían como el promedio de los precios marginales del sistema (proyectados para el período) que serían necesarios para cubrir tanto los costos de inversión como los costos de operación del sistema en su conjunto.

El análisis muestra resultados similares a los obtenidos para clientes residenciales. En el corto plazo (2020), ilustrado en la figura 9, la porción de contratos antiguos aún por vencer limitaría la subida de precios (con la absorción de costos correspondiente por las empresas generadoras de energía).

Confidential

18

RE Figura 9. Variación vs. Sin Impuesto en la porción de energía de la factura eléctrica de la minería del cobre, 2020 (%)

En el mediano plazo (2030), ilustrado en la figura 10, habría aumentos modestos excepto para el escenario 7. La baja disminución en los precios marginales del sistema en 2030 en el escenario 3 muestra el beneficio de largo plazo de las renovables, desplazando la generación térmica dado el aumento de precios de los combustibles. Sin embargo, como observamos en el escenario 4, el continuo desplazamiento de generación térmica resulta en aumento en los precios marginales del sistema. El escenario 2 se mantiene idéntico al escenario sin impuesto en el mediano plazo. La interconexión regional haría que la porción de energía de la factura baje un 20%, beneficiando a la industria aún más que a los consumidores residenciales.

Confidential

19

RE Figura 10. Variación vs. Sin Impuesto en la porción de energía de la factura eléctrica de la minería del cobre, 2030 (%)

Situación financiera de las empresas de generación eléctrica

Se estima el impacto que el impuesto al carbono tendría en el sector de generación eléctrica en su totalidad, evaluando la diferencia entre (i) la variación de ingresos por cambios en los precios debido al impuesto al carbono, y (ii) la variación en el costo por tener que pagar el impuesto al carbono al Gobierno.

Se estima el cambio en los ingresos de las empresas generadoras como el monto de energía vendida, por el diferencial de precios de cada escenario en comparación con el escenario sin impuesto. En el corto plazo (2020), se distingue entre energía vendida en el mercado regulado, que se multiplica por el diferencial en el precio marginal del sistema de ese año en relación al escenario sin impuesto; y la energía vendida en el mercado no regulado, que se multiplica por el diferencial de precio medio del sistema. En el mediano plazo (2030), simplemente se multiplica el total de ventas por el diferencial del precio medio del sistema. También se toma en cuenta que, en el caso de los contratos antiguos aún no vencidos, no hay diferencial de precio—entonces, parte del costo extra no se recupera.

Se cuantifica la variación en el costo utilizando estimaciones de pagos por impuesto al carbono en 2020 y 2030 por parte de las empresas generadoras (cantidad de energía multiplicada por el monto del impuesto en cada año).

La diferencia entre la variación de ingresos y variación de costos muestra si la industria generadora de electricidad terminaría siendo remunerada más, menos, o igual como consecuencia del impuesto al carbono. Para poner dicho impacto en contexto, lo expresamos como proporción de la facturación total para todo el sector en los años 2020 y 2030, estimada multiplicando las ventas por el precio medio cada año.

La tabla 4 muestra la estimación de corto plazo (2020). Las empresas generadoras estarían un poco peor comparadas con el escenario sin impuesto, (efecto que se contrarresta con el de los consumidores que recibirían un impacto relativamente menor), en particular si el impuesto no

Confidential

20

se incluye en el costo variable. En el corto plazo, las generadoras también estarían limitadas por el hecho que los contratos más antiguos que no permiten traspaso de precios. Cuando las generadoras son capaces de pasar el costo adicional del impuesto al carbono a los nuevos contratos, las empresas de distribución puede que se vean forzadas a absorber ese traspaso pequeño a sus márgenes (para contratos firmados luego de 2014), dado que las tarifas de clientes regulados se basan en el promedio de los precios de los contratos (que excluyen el cargo del impuesto al carbono en los escenarios donde el impuesto no se incluye en el CV). Cuando el impuesto se incluye en el CV, el traspaso es casi completo (excepto por la pequeña porción de contratos antiguos). Para el valor del impuesto más alto incluido en el CV (escenario 7), el sector de generadoras aumenta sus ingresos porque el impuesto no solo se traspasa, sino que también afecta los precios lo suficientemente como para aumentar los retornos de las plantas existentes. En el escenario 8, de interconexión regional, las generadoras estarían más afectadas debido a la importación de energía de bajo costo, similar al escenario 2.

RE Tabla 4. Impacto en sector de generación eléctrica, 2020 (MM US$ y %)

1 2 3 4 5 6 7 8

Sin

Impuesto US$5

No CV US$14 No CV

US$ 30 No CV

US$5 CV

US$14 CV

US$30 CV

Int. Reg.

Variación de ingresos

MM US$ 0.0 0.0 102.8 102.8 121.6 222.8 388.8 -14.7

Variación de costos

MM US$ 0.0 177.5 250.0 380.4 175.4 245.9 372.0 177.5

Impacto MM US$ 0.0 -177.5 -147.2 -277.7 -53.9 -23.1 16.8 -192.2

Facturación estim. del sector

Billones US$

5.4 5.4 5.8 5.8 5.9 6.2 6.9 5.4

Impacto % 0.0% -3.3% -2.5% -4.8% -0.9% -0.4% 0.2% -3.6%

La tabla 5 muestra la estimación para el mediano plazo (2030). En los escenarios donde no se incluye el impuesto en el costo variable (escenarios 2, 3, y 4), el impacto sería generalmente menor que en el corto plazo, indicando que eventualmente tendería a cero al lograrse el traspaso total del impuesto a precios con nuevos contratos.

Los escenarios que incluyen el impuesto en el costo variable podrían generar remuneración adicional a la industria en el mediano plazo—mostrando precisamente el efecto que el diseño actual del impuesto busca evitar.

El escenario de interconexión regional mostraría nuevamente un impacto negativo alto debido a la importación a costo casi cero de energía limpia.

Confidential

21

RE Tabla 5. Impacto en sector de generación eléctrica, 2030 (MM US$ y %)

1 2 3 4 5 6 7 8

Sin

Impuesto US$5

No CV US$14 No CV

US$ 30 No CV

US$5 CV

US$14 CV

US$30 CV

Int. Reg.

Variación de ingresos

MM US$

0.0 0.0 265.5 978.5 491.3 792.1 1,944.7 -2,694.7

Variación de costos

MM US$

0.0 243.5 641.6 1,322.0 243.0 612.9 1,191.6 214.2

Impacto MM US$

0.0 -243.5 -376.2 -343.6 248.3 179.2 753.0 -2,908.9

Facturación estim. del sector

Billones US$

12.7 12.7 12.9 13.7 13.1 13.5 14.6 10.0

Impacto % 0.0% -1.9% -2.9% -2.5% 1.9% 1.3% 5.2% -29.2%

8. Implicaciones de política y recomendaciones

Los resultados modelados sugieren que un nivel moderado de impuesto puede tener un efecto considerable en el patrón de inversión sin generar un costo económico excesivo en relación al escenario contrafactual sin impuesto. El efecto del impuesto en emisiones en comparación con el escenario sin impuesto depende fundamentalmente de la tasa de crecimiento de la demanda de electricidad. Esto se refleja en la experiencia de políticas similares en otros mercados de electricidad. En mercados donde la demanda de electricidad está creciendo lentamente (o ha estado disminuyendo últimamente), como la Unión Europea o Australia, el efecto en las emisiones proveniente de cambios en los incentivos de inversión es limitado, porque hay poca necesidad de nueva inversión. En un mercado que se está desarrollando rápidamente como el chileno, niveles de impuesto que pueden parecen relativamente moderados pueden tener un efecto notorio en relación al escenario sin impuesto. Este punto es importante porque mercados con diferente madurez comparan y acuerdan sobre sus niveles de intervención dentro de los esfuerzos globales de mitigación de cambio climático.

También es importante destacar que el escenario sin impuesto ya se beneficia de continuas reducciones en el costo de tecnologías alternativas, que ocurren en parte como resultado del esfuerzo global para promover energías renovables y la reducción de emisiones. En otras palabras, incluso sin un impuesto doméstico en Chile, las emisiones del escenario sin impuesto serían menores a las que habría sin el esfuerzo mundial de estas políticas. Sin las continuas reducciones actuales de costos de renovables, es posible que el plan de obras hubiera sido mayoritariamente a carbón. Esta es la principal causa por la que el impuesto anunciado de US$5/tCO2eq parece no tener algún efecto sobre el plan de obras.

Este análisis sugiere las siguientes conclusiones de política:

La interconexión regional puede proveer acceso a energía hidráulica barata desde Perú, ofreciendo un alto nivel de reducción de emisiones casi a costo cero. De hecho, puede conducir a precios de electricidad más bajos. Esto es consistente con las lecciones de la experiencia internacional: el efecto de un impuesto o precio al carbono es mayor cuando existe tecnología no emisora a precio competitivo. La cantidad de energía hidráulica desde Perú que estaría disponible en el largo plazo depende del balance entre oferta y demanda del mercado y del nivel de inversión en transmisión.

Confidential

22

Si bien este informe se enfoca en la reducción de emisiones al año 2030, cualquier debate de política futuro en Chile debería considerar los objetivos de emisiones que podrían existir más allá de ese año. Nuestro análisis muestra que, bajo todos los escenarios considerados en este reporte, Chile invertirá considerablemente en generación a gas hasta el año 2030. Pero el gas también es una tecnología que emite GEI (aunque en menor medida que el carbón). Por lo tanto, si se precisaran reducciones de carbono más grandes luego de 2030, la inversión a largo plazo en nueva generación a gas entre 2017 y 2030 podría crear una barrera para lograr reducciones de emisiones futuras. Dado que las plantas de gas tienen una vida económica larga, una mayor reducción de las emisiones de carbono después de 2030 puede requerir el retiro anticipado de plantas en las que se invirtió recientemente, lo que aumentaría los costos económicos de tales reducciones de emisiones. A corto plazo, las inversiones adicionales en capacidad de gas pueden ser inevitables, porque la generación a gas, independientemente del nivel del impuesto al carbono, puede ser requerida para proporcionar la necesaria seguridad de suministro. Sin embargo, a medida que la seguridad del suministro a partir de fuentes renovables no convencionales mejora, en parte a través de la creciente disponibilidad de almacenamiento de energía asequible, puede ser viable tomar medidas para evitar quedar restringido a inversiones en gas.

Estas medidas requerirán aumentar el impuesto al carbono al nivel que hace que las energías renovables no convencionales, junto con el almacenamiento, sean más económicas que la generación a gas a través de toda la curva de carga (es decir, que sirva la carga de base y de punta). No hemos modelado el nivel de impuestos que impidediría nuevas inversiones en gas (al tiempo que permita inversiones adecuadas en generación no contaminante). Sin embargo, como se explica anteriormente, este análisis proporciona algunos indicios de tales niveles de impuestos. A niveles cercanos a US$70/tCO2eq de impuesto al carbono aplicado al costo variable, el gas sería despachado antes de las centrales de carbón existentes. En este punto, la generación de gas contribuiría a la reducción real del nivel de emisiones, en lugar de añadir a ellas. Niveles aún superiores del impuesto al carbono serían necesarios (suponiendo que los costos considerados queden invariados) para que las plantas de carbón existentes ya no fueran económicas, y deberían retirarse. Una alternativa sería la regulación directa para retirar plantas de carbón del mercado; este sería un tipo de intervención diferente también enfocado a eliminar las plantas más emisoras, muchas de las cuales están por encima de su vida económica (y ganan el pago por potencia, además del pago por energía mientras que su costo variable sea menor al de la generación a gas natural). Esto requeriría nuevas inversiones para reemplazar la capacidad de carga de base, y es probable que tales inversiones serían principalmente renovables.

En la mayoría de los mercados de electricidad con un impuesto o precio al carbono y con despacho económico (países de la Unión Europea como el Reino Unido; o Nueva Zelanda), el impuesto al carbono o precio se aplica al costo variable de la última unidad despachada. Esto tiene el efecto de cambiar el orden de despacho de las plantas de despacho existentes, como también afectar las inversiones futuras. Este análisis muestra que al incluir el impuesto en el costo variable en el despacho y al precio spot del mercado se lograría—para cualquier nivel de impuesto al carbono—reducir aún más las emisiones (como se explica arriba, casi al doble al

Confidential

23

considerar las reducciones a 2030 o acumuladas durante el período). Si bien ninguno de los niveles de impuesto que se considera sería suficiente para invertir el orden de despacho entre carbón y gas, precios spot más altos llevarían a mayor inversión en renovables. Mayor inversión en renovables genera por otro lado un menor despacho de las plantas de generación térmica existentes. Llevaría también a mayores precios de electricidad en el corto y mediano plazo. Sin embargo, en el largo plazo (luego de 2030), cuando los precios tiendan a recuperar los costos nivelados de energía del sistema eléctrico en su conjunto, debería haber pequeñas diferencias de precio entre una forma de aplicación que incluye el impuesto en el costo variable y una que no. Esto se debe a que, en el largo plazo, el costo nivelado de energía (contrario al costo variable inmediato) sería similar, asumiendo un sector viable que recupera el costo total de generación.

El análisis se basa en el supuesto de que, en el largo plazo, los precios en el mercado de contratos reflejarán los costos nivelados de energía todo incluido. Esto es porque, si los precios de contrato fueran menores a los costos nivelados, los inversores esperarían perder dinero y por lo tanto no tendrían incentivos a invertir. Sin embargo, los precios de generación de electricidad para los clientes regulados no se basan totalmente en los resultados del mercado. Bajo la política actual, los precios de generación de electricidad para los clientes regulados se obtienen según el promedio de los precios de los contratos en nudos relevantes y un pago por potencia que está regulado. El pago por potencia se basa en el menor costo de la tecnología que se considera proporciona generación firme en horas de punta (esencialmente hoy, ese es el costo fijo de inversión de unidades de generación diésel). No existe una relación evidente entre los costos nivelados ‘todo incluido’ y los ingresos derivados de un proceso de este tipo. El análisis en este informe supone que esos ingresos serían suficientes para cubrir los costos de nuevas energías renovables: inversiones con altos costos de potencia, pero bajos costos variables, serían suficientemente remuneradas a través de altos pagos variables y bajos pagos por potencia. Sin embargo, es posible que la combinación de bajos pagos por potencia y la caída de los precios de nudo (debido a menores precios de contratos obtenidos por renovables, como muestra la experiencia reciente) no sería suficiente para cubrir los costes de las energías renovables. En efecto, bajo el actual modelo de tarifas para los clientes regulados, las inversiones adicionales en energías renovables podrían debilitar el incentivo para nuevas inversiones.

Recomendaciones

El análisis llevado a cabo en este informe lleva a las siguientes recomendaciones:

Comprometerse a incrementos creíbles del impuesto al carbono en el mediano plazo (2030). Dado que las plantas de generación de electricidad son de larga vida, los inversionistas deben tener certeza sobre los niveles futuros del impuesto al carbono. Debido a que este análisis deja en claro que el impuesto al carbono de US$5/tCO2eq que no se aplica al CV no logrará los objetivos de reducción de emisiones del sector eléctrico, es probable que los inversionistas estén esperando futuros aumentos de impuestos. Sin embargo, la incertidumbre sobre estos impuestos puede distorsionar las decisiones de inversión. Por esta razón, se recomienda que el Gobierno desarrolle y se comprometa a incrementos creíbles del impuesto al carbono en 2030.

Confidential

24

Estudiar trayectorias de incremento del impuesto al carbono a medio y largo plazo (2030-2050) consistentes con las metas de mitigación. Como parte del desarrollo de una propuesta de trayectorias futuras del impuesto al carbono a mediano plazo, el Gobierno debería también llevar a cabo más estudios para identificar los incrementos del impuesto que serían coherentes con sus objetivos de emisiones a medio y largo plazo. En particular, será importante considerar un plan de inversiones que no estanque a Chile en una posición de emisiones altas debido a la inversión en nueva capacidad de gas. Un estudio de este tipo requeriría el desarrollo adicional del modelo Ose2000 y un nuevo modelo de inversión, que permitan la modelación explícita de las expectativas futuras de impuestos durante la vida económica de cada nueva planta. Teniendo en cuenta los 20 a 30 años de dichas vidas económicas de las plantas de generación, esto requeriría modelar incrementos del impuesto a 2050 y más allá.

Revisar la aplicación del impuesto al carbono en el costo variable. El Gobierno debería revisar la aplicación del impuesto al carbono sobre el costo variable de la electricidad. Mientras que el enfoque actual parece tener el efecto atractivo de limitar o prevenir aumento los precios de la electricidad en el corto plazo, este resultado no es consistente con la sostenibilidad del sector eléctrico. En particular, se podría generar involuntariamente que las inversiones en renovables sean menos viables. Si bien el Gobierno puede responder a ese efecto no deseado mediante el aumento de los pagos por potencia regulados por la CNE, es probable que permitir que el costo marginal de la electricidad aumente sea más eficiente para lograr el mismo efecto. Esto se debe a que incluir el impuesto en el costo variable dará lugar a un uso más eficiente de la flota existente. También evitará el envío de señales perversas para nuevas inversiones en gas—y permitirá reducir las emisiones considerablemente más que cuando no se incluye en el CV, para un mismo nivel de impuesto. Es decir, el enfoque actual se enfoca más en el corto plazo y la necesidad de no aumentar precios. Sin embargo, se pierde la oportunidad de una mayor reducción de emisiones que podría lograrse en el largo plazo al utilizar la flota existente de manera más eficiente y reducir el riesgo de quedar atado a una alta dependencia de nuevas plantas de gas—mientras que se puede mantener bajo control el aumento de precios en el largo plazo.

Revisar el pago por potencia. Por último, el Gobierno y CNE deberían revisar los pagos por potencia para los clientes regulados, para asegurar que una combinación de los ingresos procedentes del precio promedio de los contratos en los nodos y los pagos por potencia sean suficientes para cubrir el costo nivelado ‘todo incluido’ de la generación renovable. Es posible que en el futuro otras tecnologías aparte del diésel se consideren como la opción firme—por ejemplo, el almacenamiento de energía. La hidroelectricidad podría también determinarse para este rol, que requiere tiempos de reacción rápidos para aumentar o disminuir la generación (mientras que la geotermia no sería apropiada). Sin embargo, tales soluciones son demasiado distantes, justificando la necesidad de una revisión de cómo se calcula el pago por potencia actualmente, o por cuánto tiempo una planta puede recibir dicho pago por potencia.

Confidential

25

1 Introducción

En esta sección se introduce el marco institucional en que se realiza el informe y los objetivos específicos de este estudio. Luego se presenta la estructura y los detalles de las diferentes secciones del informe.

1.1 Marco del estudio

El ‘Partnership for Market Readiness, PMR-Chile’ (Alianza de Preparación para los Mercados de Carbono, PMR por sus siglas en inglés) es una alianza de 31 países miembros para preparar e implementar políticas de mitigación de cambio climático.

En el marco del PMR Chile, el Banco Mundial, en cooperación con el Ministerio de Energía de Chile (‘el Ministerio’), contrató a Castalia y a KAS Ingeniería para realizar un análisis de potenciales impactos derivados de la implementación del impuesto al carbono en plantas de generación térmica en Chile. Otra consultoría fue contratada para evaluar la interacción y consistencia entre el impuesto al carbono y otras políticas y regulaciones del sector eléctrico en Chile. Queda por definir una tercera consultoría para una encuesta y caracterización de las plantas e infraestructuras afectadas por el impuesto al carbono.

1.2 Objetivos del estudio

El objetivo de este estudio es entender las implicancias del impuesto al carbono para las políticas de mitigación y otras políticas prioritarias en el sector eléctrico.

Para ello se utiliza:

Un software de optimización de la expansión que estima un plan de obras de generación a menor costo, basado en el costo nivelado de energía de cada tecnología (esto es, el costo promedio de generación de energía de cada planta a lo largo de su vida útil, también conocido como ‘todo incluido’ porque contiene todos los costos incurridos para generación).

Un modelo de mercado simula el despacho económico, basado en el costo variable (CV) de las unidades de generación. El CV es el costo de generar un kilovatio hora en el plazo inmediato, dejando de lado todos los demás costos fijos incurridos anteriormente: sólo se consideran los costos que dependen de cuánto es generado.

Un análisis de los efectos tarifarios y financieros del impuesto.

El estudio busca interpretar los resultados del análisis para informar a los encargados de formular políticas y las partes involucradas respecto a los efectos de diferentes niveles de impuesto al carbono y diferentes mecanismos de su aplicación sobre la matriz de generación eléctrica, y la mitigación de gases de efecto invernadero (GEI).

El análisis combinado de efectos tarifarios y financieros de diferentes niveles y tipos de impuesto al carbono también proporciona un marco útil para entender posibles trade-offs entre los objetivos ambientales y económicos del Gobierno.

El ejercicio de modelación que está en la base de este estudio debe ser entendido como una herramienta para pensar sobre políticas dentro de límites acotados. No determina una trayectoria específica de la matriz de generación eléctrica y de mitigación de GEI, y no esperamos que proyecte precios futuros. Para el análisis de impactos tarifarios y fiscales, se enfoca en los efectos directos de equilibrio parcial, y no se realiza un modelo de equilibrio

Confidential

26

general para determinar efectos detallados del impuesto al carbono en otros sectores o en la economía en su conjunto.

Se modelan varios escenarios de generación eléctrica, definidos según diferentes valores de impuesto al carbono y diferentes formas de aplicarlo. Los escenarios fueron definidos conjuntamente con el Banco Mundial y el Ministerio para ayudar a entender las relaciones subyacentes más importantes, puntos de cambio en la matriz de generación, y efectos más generales de política. Se podrían modelar un número infinito de escenarios. Se define una serie de escenarios que permite comenzar un diálogo con la comunidad de encargados de formular políticas y las partes involucradas del sector eléctrico chileno, y que pueda guiar el desarrollo futuro de opciones de política específicas que luego se pueden modelar de forma más precisa.

1.3 Estructura y contenido del informe

En este informe:

Primero se presenta el contexto del análisis del estudio. Se muestran los aspectos más relevantes del sector eléctrico, la matriz de generación actual, y las metas y políticas de carbono en Chile. En esta sección también se detalla el funcionamiento del impuesto al carbono actual (sección 2).

En segundo lugar, se describen los insumos y supuestos de la metodología. Se muestra cómo se calculan los planes de expansión y la optimización del despacho económico. Además, se introduce y se explican los valores críticos del impuesto que generan impactos sobre la composición de la matriz energética. Luego se definen los escenarios estudiados en este informe (sección 3).

En tercer lugar, se estima el impacto del impuesto sobre la matriz energética y las emisiones del sector de generación de energía. Se hace una comparación del impacto según los diferentes escenarios, detallando también cambios en el despacho de energía y la capacidad instalada (sección 4).

Luego se cuantifican impactos sobre la porción de energía de la factura eléctrica del sector residencial y de la minería del cobre, y efectos financieros en las empresas generadoras. Se realiza un análisis de equilibrio parcial de cambios en el precio a pagar por los clientes residenciales, cambios en el precio del insumo eléctrico para el sector de la minería del cobre, y en las finanzas de las empresas generadoras de electricidad (sección 5).

Por último, se presentan las implicaciones para las políticas de mitigación en el sector de generación en Chile y las lecciones aprendidas de la experiencia internacional. En función del análisis de los resultados de la modelación y de la experiencia internacional, planteamos diferentes recomendaciones de políticas que pueden contribuir al diálogo sobre la política chilena de mitigación actual (sección 6).

Se incluyen además nueve anexos con datos, tablas, y más detalles del análisis:

Anexo A. Modelación del despacho mediante Ose2000. Detalles de aspectos del modelo Ose2000 utilizado para realizar el despacho del parque generador.

Anexo B. Factores de emisión. Tablas de factores de emisión (de carbono y contaminantes locales) de centrales existentes al año 2015.

Confidential

27

Anexo C. Precio de emisiones locales. Datos de costo de contaminantes locales por comuna incorporados en el modelo.

Anexo D. Supuestos de plan de obras. Tablas de plan de obras en construcción y obras de transmisión en el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

Anexo E. Incremento del impuesto al carbono. Tabla que muestra el incremento anual lineal definido para los escenarios donde el impuesto es gradual desde US$5 en 2017 a US$14 y US$30 en 2030. Esta tabla muestra los niveles del impuesto para cada año del período 2017-2030, el incremento anual en cada año, y el incremento acumulado en cada año respecto al valor inicial de US$5. También se incluye una tabla con una estimación de costos por pago de impuesto al carbono de la industria de generación.

Anexo F. Análisis basado en plan de obras de ITPN, octubre 2015. Gráficos y tablas con datos de emisiones de carbono y contaminantes locales, capacidad instalada, y despacho para un escenario definido según el plan de obras de ITPN de octubre 2015; esto no es uno de los ocho escenarios de análisis desarrollados en el estudio, sino sólo una referencia, resumido en el Cuadro 3.1.

Anexo G. Análisis de emisiones de contaminantes locales. Emisiones de SO2, NOx, y MP a nivel país (incluyendo todas las regiones); detalle para la región de Antofagasta y sus respectivas comunas; y análisis de los escenarios estudiados en la comuna de Mejillones (comuna más emisora de Antofagasta).

Anexo H. Matriz energética. Gráficos de capacidad instalada en cada año del período 2017-2030, para cada escenario.

Anexo I. Despachos de energía. Los despachos de generación anuales por tecnología para cada escenario.

Anexo J. Bibliografía.

Confidential

28

2 Contexto del análisis del estudio

En esta sección se explican los aspectos más relevantes del sector eléctrico chileno, describimos la matriz de generación actual, y se detalla el funcionamiento del impuesto al carbono en Chile.

2.1 Aspectos relevantes del sistema eléctrico chileno

El sistema eléctrico chileno se rige bajo los siguientes principios: (i) descentralización de decisiones de inversión y ausencia de planificación centralizada para la generación (en sistemas superiores a los 200MW); (ii) competencia y libre acceso al sistema de transmisión y distribución; y (iii) despacho económico de generación por orden de mérito, para asegurar fiabilidad y menor costo.

Por el lado de la demanda, los clientes se dividen en dos grandes grupos: clientes regulados y clientes libres (o no regulados). Los clientes regulados son consumidores finales con potencia conectada inferior o igual a 2,000kW. Los clientes libres, o clientes no regulados, son aquellos grandes consumidores con potencia conectada superior a los 2,000kW (principalmente mineras e industrias). Los clientes con una potencia entre 500kW y 2,000kW pueden elegir entre el régimen libre o regulado; a partir del 2019, se aumentará el límite máximo de los clientes regulados, y clientes con una potencia hasta 5,000kW podrán elegir entre el régimen libre o regulado.

A diferencia de países donde el sector eléctrico está integrado horizontalmente (totalmente o en parte), la estructura del sector chileno está dividida en tres segmentos: generación, transmisión, y distribución, con fuerte participación privada.

El segmento de la generación en Chile es un mercado desregulado constituido por dos mercados:

Mercado spot. Este es un mercado físico de retiro e inyección de energía. Sólo las generadoras participan en este mercado: cada generadora es libre de ofrecer su generación eléctrica a su precio marginal pre-determinado, dependiendo de su disponibilidad y capacidad de generación; mientras que las distribuidoras compran energía en cada nodo para satisfacer sus obligaciones contractuales con sus clientes. El Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) coordina las operaciones de este mercado. El despacho se realiza por orden de mérito de los costos variables de operación. Los precios de energía en el mercado spot se determinan según el costo marginal instantáneo, determinado cada hora (es decir, el costo variable de la última unidad despachada que podría satisfacer un a