Asesoría Parlamentaria

Acta Reunión del Subcomité de Energias – Iniciativa de H2 verde en Chile. Sesión de 04 de Agosto de 2020

• Lopicich Catalán, Boris Antonio

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Estrategias para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde: El caso de la Unión Europea, Alemania y Australia.

• García Bernal, Nicolás Alonso

El hidrógeno producido por electrólisis del agua, electricidad energizada desde fuentes de energía renovable,destaca como un elemento esencial para apoyar la transición energética y descarbonización de la economía. Más de 20 países han mostrado interés en desarrollar economías basadas en industrias asociadas al hidrógeno,para lo cual, han elaborado estrategias u hojas de ruta. La Unión Europea publicó la denominada “Estrategía de Hidrógeno de la UE”, en la que propone estrategias y mecanismos para integrar el potencial energético de este combustible en los distintos sectores de la economía, a través de: inversiones, normativas, creación de mercados e investigación e innovación. Para ello, incluye la acción coodinada entre los sectores público y privado. A través de tres fases se pretende: descarbonizar la producción actual de hidrógeno (2020 –2024); transformar al hidrógeno como parte intrínseca del sistema energético, ampliándolo gradualmente a nuevos sectores (2025 –2030) y alcanzar la madurez de las tecnologías asociadas al hidrógeno, para ser desplegadas en gran escala en los sectores de difícil descarbonización.

El hidrógeno producido por electrólisis del agua, electricidad energizada desde fuentes de energía renovable,destaca como un elemento esencial para apoyar la transición energética y descarbonización de la economía. Más de 20 países han mostrado interés en desarrollar economías basadas en industrias asociadas al hidrógeno,para lo cual, han elaborado estrategias u hojas de ruta. La Unión Europea publicó la denominada “Estrategía de Hidrógeno de la UE”, en la que propone estrategias y mecanismos para integrar el potencial energético de este combustible en los distintos sectores de la economía, a través de: inversiones, normativas, creación de mercados e investigación e innovación. Para ello, incluye la acción coodinada entre los sectores público y privado. A través de tres fases se pretende: descarbonizar la producción actual de hidrógeno (2020 –2024); transformar al hidrógeno como parte intrínseca del sistema energético, ampliándolo gradualmente a nuevos sectores (2025 –2030) y alcanzar la madurez de las tecnologías asociadas al hidrógeno, para ser desplegadas en gran escala en los sectores de difícil descarbonización.

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Costo de prohibir la instalación y funcionamiento de plantas de generación termoeléctrica a carbón a nivel nacional.

• García Bernal, Nicolás Alonso

A solicitud de la Comisión de Medio Ambiente y Recursos Naturales de la Cámara de Diputadas y Diputados (oficio N°383), el presente informe aborda los costos en que se podría incurrir como resultado de la implementación del proyecto de ley originado enmoción parlamentaria (boletín 13.196-12), que prohíbe la instalación y funcionamiento de centrales termoeléctricas a carbón en todo el país. La aplicación del articulado de la moción parlamentaria, y sin considerar las centrales que en el marco del plan de retiro voluntario han definido su retiro para el año 2020, implicaríala prohibición inmediata de funcionamiento de 5 centrales que tienen a la fecha más de 30 años de antigüedad, las que se sumarían a las ya retiradas durante el año 2019.Las restantes 22 centrales quedarían sujetas a la prohibición de funcionamiento a partir del 31 de diciembre de 2025. Para aproximarse al costo que implicaría el retiro de las centrales termoeléctricas a carbón se presentan resultados de estudios realizados por la consultora Valgesta (2018) y otro realizado por el BID (2019).

A solicitud de la Comisión de Medio Ambiente y Recursos Naturales de la Cámara de Diputadas y Diputados (oficio N°383), el presente informe aborda los costos en que se podría incurrir como resultado de la implementación del proyecto de ley originado enmoción parlamentaria (boletín 13.196-12), que prohíbe la instalación y funcionamiento de centrales termoeléctricas a carbón en todo el país. La aplicación del articulado de la moción parlamentaria, y sin considerar las centrales que en el marco del plan de retiro voluntario han definido su retiro para el año 2020, implicaríala prohibición inmediata de funcionamiento de 5 centrales que tienen a la fecha más de 30 años de antigüedad, las que se sumarían a las ya retiradas durante el año 2019.Las restantes 22 centrales quedarían sujetas a la prohibición de funcionamiento a partir del 31 de diciembre de 2025. Para aproximarse al costo que implicaría el retiro de las centrales termoeléctricas a carbón se presentan resultados de estudios realizados por la consultora Valgesta (2018) y otro realizado por el BID (2019).

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Desarrollo del mercado de hidrógeno verde en Chile

• García Bernal, Nicolás Alonso
• Torres Muñoz, Rafael Rodrigo
• Vivanco Font, Enrique José

Para la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA, 2019), la disminución de los costos del hidrógeno producido con energía renovable (hidrógeno verde), combinada con la urgencia de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), ha dado un impulso político y comercial sin precedentes al hidrógeno limpio. La EIA (2019) plantea que el hidrógeno puede ayudar a enfrentar varios desafíos energéticos críticos, al contribuir para descarbonizar sectores tales como el de transporte de larga distancia, productos químicos, hierro y el acero, además de la industria y la generación energética. Además, destaca su versatilidad la cual permite que se almacene, transporte y use energía de diferentes maneras, lo que –entre otras cosas– podría permitir un mayor desarrollo de las energías renovables de origen eólico y solar. Actualmente, la producción de hidrógeno verde no es competitiva, tiene costos que están entre 3,0 – 7,5 USD/Kg, considerablemente superior al hidrógeno producido en base a gas natural (0,9 – 3,2 USD/Kg). Sin embargo, se prevé que el costo de producir hidrógeno verde disminuya en un 30% para 2030 como resultado de la disiminución de los costos de la energía renovable (EIA, 2019). En consecuencia, el Hydrogen Council proyecta que la demanda de hidrógeno crecerá en un 40% hasta 2030 y que el mercado global para el hidrógeno y tecnologías vinculadas implicarán –al año 2050- ingresos de 2,5 billones USD/año y empleos para más de 30 millones de personas. Chile ha sido calificado por el World Energy Council como el “campeón escondido” en la carrera para desarrollar una economía del hidrógeno verde. Su ventaja competitiva la obtendría del potencial de energía renovable y su marco político (energético) suficientemente maduro. Las proyecciones establecen que, al 2030, podría exportar hidrógeno verde a un valor cercano a 1,5 – 2,0 US$/Kg (EIA, 2019), siendo sumamente competitivo respecto al resto de los países. Para el 2050, Mackinsey (2020) estima que Chile podría proveer una fracción significativa del hidrógeno verde del mundo, es decir, 50% del mercado de Japón, y de Corea del Sur, y el 20% del mercado chino, requiriendo una producción de 25 Mt (millones de toneladas métricas) al año, equivalentes al 5% de la demanda global de hidrógeno y 1% de la demanda de energía global. Esta industria podría generar al menos un millón de empleos en transporte público, de carga, minería y pesca.

Para la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA, 2019), la disminución de los costos del hidrógeno producido con energía renovable (hidrógeno verde), combinada con la urgencia de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), ha dado un impulso político y comercial sin precedentes al hidrógeno limpio. La EIA (2019) plantea que el hidrógeno puede ayudar a enfrentar varios desafíos energéticos críticos, al contribuir para descarbonizar sectores tales como el de transporte de larga distancia, productos químicos, hierro y el acero, además de la industria y la generación energética. Además, destaca su versatilidad la cual permite que se almacene, transporte y use energía de diferentes maneras, lo que –entre otras cosas– podría permitir un mayor desarrollo de las energías renovables de origen eólico y solar. Actualmente, la producción de hidrógeno verde no es competitiva, tiene costos que están entre 3,0 – 7,5 USD/Kg, considerablemente superior al hidrógeno producido en base a gas natural (0,9 – 3,2 USD/Kg). Sin embargo, se prevé que el costo de producir hidrógeno verde disminuya en un 30% para 2030 como resultado de la disiminución de los costos de la energía renovable (EIA, 2019). En consecuencia, el Hydrogen Council proyecta que la demanda de hidrógeno crecerá en un 40% hasta 2030 y que el mercado global para el hidrógeno y tecnologías vinculadas implicarán –al año 2050- ingresos de 2,5 billones USD/año y empleos para más de 30 millones de personas. Chile ha sido calificado por el World Energy Council como el “campeón escondido” en la carrera para desarrollar una economía del hidrógeno verde. Su ventaja competitiva la obtendría del potencial de energía renovable y su marco político (energético) suficientemente maduro. Las proyecciones establecen que, al 2030, podría exportar hidrógeno verde a un valor cercano a 1,5 – 2,0 US$/Kg (EIA, 2019), siendo sumamente competitivo respecto al resto de los países. Para el 2050, Mackinsey (2020) estima que Chile podría proveer una fracción significativa del hidrógeno verde del mundo, es decir, 50% del mercado de Japón, y de Corea del Sur, y el 20% del mercado chino, requiriendo una producción de 25 Mt (millones de toneladas métricas) al año, equivalentes al 5% de la demanda global de hidrógeno y 1% de la demanda de energía global. Esta industria podría generar al menos un millón de empleos en transporte público, de carga, minería y pesca.

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Recargo por horario punta y límite de invierno en las tarifas de electricidad.

• García Bernal, Nicolás Alonso

Las tarifas para los clientes de empresas distribuidoras del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) según los niveles de demanda, consideran dos períodos de consumo durante el año: meses con menores exigencias para el sistema eléctrico (entre 1 octubre y 31 de marzo) y meses con mayor demanda y costos (entre 1 abril y 30 de septiembre). En este último periodo, como señal de racionalización del consumoeléctrico, se aplican recargos en la tarifa eléctrica por “horario punta” y “límite de invierno”.Actualmente,el horario punta corresponde al período comprendido entre las 18 a 22 horas. El cargo de energía adicional de invierno corresponde a una medidaaplicada para regular el aumento del consumo eléctrico de los clientes residenciales, a quienes se les aplica un recargo por sobrepasar el denominado el “límite de invierno”. El cálculo del límite de invierno es el mayor valor entre el promedio de consumode energía durante los meses de octubre del año anterior a marzo del año en curso (periodo de verano), incrementado en 20% y 350 kWh. El sobrecargo se aplica para los clientes que en su consumo mensual superenel límite calculado.

Las tarifas para los clientes de empresas distribuidoras del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) según los niveles de demanda, consideran dos períodos de consumo durante el año: meses con menores exigencias para el sistema eléctrico (entre 1 octubre y 31 de marzo) y meses con mayor demanda y costos (entre 1 abril y 30 de septiembre). En este último periodo, como señal de racionalización del consumoeléctrico, se aplican recargos en la tarifa eléctrica por “horario punta” y “límite de invierno”.Actualmente,el horario punta corresponde al período comprendido entre las 18 a 22 horas. El cargo de energía adicional de invierno corresponde a una medidaaplicada para regular el aumento del consumo eléctrico de los clientes residenciales, a quienes se les aplica un recargo por sobrepasar el denominado el “límite de invierno”. El cálculo del límite de invierno es el mayor valor entre el promedio de consumode energía durante los meses de octubre del año anterior a marzo del año en curso (periodo de verano), incrementado en 20% y 350 kWh. El sobrecargo se aplica para los clientes que en su consumo mensual superenel límite calculado.

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Comercializadoras en el sector eléctrico.

• Lopicich Catalán, Boris Antonio

El presente documento busca orientar al equipo del Senador Guido Girardi en el orden de políticas existentes que intentan regular la demanda de la energía estableciendo un nuevo segmento adicional al tradicional Generación-Transmisión-Distribución, separando la distribución de la comercialización de energía en los mercados mayorista y minorista.

El presente documento busca orientar al equipo del Senador Guido Girardi en el orden de políticas existentes que intentan regular la demanda de la energía estableciendo un nuevo segmento adicional al tradicional Generación-Transmisión-Distribución, separando la distribución de la comercialización de energía en los mercados mayorista y minorista.

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Efectos del COVID-19 en el sector de la energía.

• García Bernal, Nicolás Alonso

La pandemia generada por el COVID-19, más allá del impacto inmediato en la salud, tiene implicaciones importantes para las economías mundiales, el uso de energía y las emisiones de CO2. Según la Agencia Internacional de la Energía(IEA), la demanda mundial de energía disminuyó un 3,8% en el primer trimestre de 2020, y la mayor parte del impacto se sintió en marzo, a medida que se aplicaban las medidas de confinamiento en Europa, América del Norte y otros lugares. En términos anuales, la IEA prevé que la demanda mundial de energía del 2020 se contraerá en un 6%, equivalente a la mayor contracción en 70 años en términos porcentuales y absolutos. Igualmente, para el año 2020, estimó que las emisiones globales de CO2disminuirían en un 8% o casi 2.6 Giga-toneladas (Gt).Para el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), los principales retos del sector en tiempos del COVID-19 sonasegurar la adecuada y continua operación del sistema eléctrico con el fin de asegurar el abastecimiento del servicio, además de garantizar el acceso de la población más vulnerable y la sustentabilidad financiera y operativa del sector. Para Chile, la consultora Systep (2020) prevé un impacto en las perspectivas futuras del sector, explicada por un menor crecimiento de la demanda eléctrica en el corto plazo y una contracción estimada del 2% del PIB que, provocaría una reducción en los planes de inversión. En Chile, al igual que en el resto de los países de América Latina y el Caribe - dada su condición de servicio básico - los gobiernos han tomado medidas para asegurar el suministro de electricidad e incluso, posponer su pago y aliviar en parte los efectos sobre la economía familiar.

La pandemia generada por el COVID-19, más allá del impacto inmediato en la salud, tiene implicaciones importantes para las economías mundiales, el uso de energía y las emisiones de CO2. Según la Agencia Internacional de la Energía(IEA), la demanda mundial de energía disminuyó un 3,8% en el primer trimestre de 2020, y la mayor parte del impacto se sintió en marzo, a medida que se aplicaban las medidas de confinamiento en Europa, América del Norte y otros lugares. En términos anuales, la IEA prevé que la demanda mundial de energía del 2020 se contraerá en un 6%, equivalente a la mayor contracción en 70 años en términos porcentuales y absolutos. Igualmente, para el año 2020, estimó que las emisiones globales de CO2disminuirían en un 8% o casi 2.6 Giga-toneladas (Gt).Para el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), los principales retos del sector en tiempos del COVID-19 sonasegurar la adecuada y continua operación del sistema eléctrico con el fin de asegurar el abastecimiento del servicio, además de garantizar el acceso de la población más vulnerable y la sustentabilidad financiera y operativa del sector. Para Chile, la consultora Systep (2020) prevé un impacto en las perspectivas futuras del sector, explicada por un menor crecimiento de la demanda eléctrica en el corto plazo y una contracción estimada del 2% del PIB que, provocaría una reducción en los planes de inversión. En Chile, al igual que en el resto de los países de América Latina y el Caribe - dada su condición de servicio básico - los gobiernos han tomado medidas para asegurar el suministro de electricidad e incluso, posponer su pago y aliviar en parte los efectos sobre la economía familiar.

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Análisis de políticas de cobro de límite de invierno o similares en el sector eléctrico

• Lopicich Catalán, Boris Antonio

El presente documento busca orientar en el orden de políticas existentes que intentan regular la demanda de la energía, como es el límite de invierno utilizado por el sector distribución en nuestro país. Se analiza el caso de Chile y otros países y experiencias.

El presente documento busca orientar en el orden de políticas existentes que intentan regular la demanda de la energía, como es el límite de invierno utilizado por el sector distribución en nuestro país. Se analiza el caso de Chile y otros países y experiencias.

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Rentabilidad de empresas de distribución eléctrica en el contexto internacional

• García Bernal, Nicolás Alonso

En Chile, el segmento de distribución de electricidad está regulado por la Comisión Nacional de Energía (CNE). Hasta antes de la aprobación de la ley N° 21.194 -que rebajó los criterios para realizar el chequeo de rentabilidad en el cálculo de tarifas de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifación de distribución eléctrica- la regulación implicaba que la tasa de rentabilidad económica antes de impuestos a las utilidades se ubicara en un rango entre el 6% y 14%, de forma que no difiriera en más de cuatro puntos de la tasa de actualización del 10%. En este escenario, la CNE reportaba para el período tarifario 2016 – 2022 que la rentabilidad de la industria era equivalente al 7,55%. Con la aprobación de la Ley 21.194 se estableció que la tasa de costo de capital – y también la rentabilidad de las empresas de distribución considerada en el proceso de chequeo – no podrá ser inferior al 6% ni superior al 8% después de impuestos. Para el cálculo de esta última se ha propuesto la aplicación de la metodología denominada Capital Asset Pricing Model (CAPM). Si bien el cálculo del CAPM implica que la estimación quedaría sujeta a variables del mercado (riesgo sistémico, tasa libre de riesgo y premio por riesgo de mercado), este quedaría restringido a un piso y techo que ha sido establecido por ley.

En Chile, el segmento de distribución de electricidad está regulado por la Comisión Nacional de Energía (CNE). Hasta antes de la aprobación de la ley N° 21.194 -que rebajó los criterios para realizar el chequeo de rentabilidad en el cálculo de tarifas de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifación de distribución eléctrica- la regulación implicaba que la tasa de rentabilidad económica antes de impuestos a las utilidades se ubicara en un rango entre el 6% y 14%, de forma que no difiriera en más de cuatro puntos de la tasa de actualización del 10%. En este escenario, la CNE reportaba para el período tarifario 2016 – 2022 que la rentabilidad de la industria era equivalente al 7,55%. Con la aprobación de la Ley 21.194 se estableció que la tasa de costo de capital – y también la rentabilidad de las empresas de distribución considerada en el proceso de chequeo – no podrá ser inferior al 6% ni superior al 8% después de impuestos. Para el cálculo de esta última se ha propuesto la aplicación de la metodología denominada Capital Asset Pricing Model (CAPM). Si bien el cálculo del CAPM implica que la estimación quedaría sujeta a variables del mercado (riesgo sistémico, tasa libre de riesgo y premio por riesgo de mercado), este quedaría restringido a un piso y techo que ha sido establecido por ley.

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Principales tópicos de las prospectivas de la energía global.

• Ferrero, Mariano José

En años sucesivos, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha realizado ejercicios prospectivos sobre el horizonte de largo plazo de la energía global. El mundo enfrenta, como un todo, y también al nivel de regiones y países el desafío de asegurar el acceso a la energía para todas y todos, como se ha recogido en la Agenda 2030 de Desarrollo Sostenible. Pero, a la vez, debe hacerlo cautelado el cumplimiento de los compromisos en materia de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que, pese a todo, han continuado creciendo en función de las actuales políticas energéticas vigentes. En esa encrucijada, se hace más evidente que antes la urgencia de desarrollar y consolidar nuevas, estables y crecientes fuentes de energía a precios razonables, y prevenir interrupciones del suministro que pudieran afectar la seguridad energética. Por ello, toman más relevancia las expectativas de una pronta concreción de una transición energética en base, especialmente, a las energías renovables. Pero no se deben perder de vista las vulnerabilidades por la volatilidad de precios y las turbulencias geopolíticas que impactan en el suministro, todavía significativo, de los hidrocarburos en el sistema energético global.

En años sucesivos, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha realizado ejercicios prospectivos sobre el horizonte de largo plazo de la energía global. El mundo enfrenta, como un todo, y también al nivel de regiones y países el desafío de asegurar el acceso a la energía para todas y todos, como se ha recogido en la Agenda 2030 de Desarrollo Sostenible. Pero, a la vez, debe hacerlo cautelado el cumplimiento de los compromisos en materia de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que, pese a todo, han continuado creciendo en función de las actuales políticas energéticas vigentes. En esa encrucijada, se hace más evidente que antes la urgencia de desarrollar y consolidar nuevas, estables y crecientes fuentes de energía a precios razonables, y prevenir interrupciones del suministro que pudieran afectar la seguridad energética. Por ello, toman más relevancia las expectativas de una pronta concreción de una transición energética en base, especialmente, a las energías renovables. Pero no se deben perder de vista las vulnerabilidades por la volatilidad de precios y las turbulencias geopolíticas que impactan en el suministro, todavía significativo, de los hidrocarburos en el sistema energético global.

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