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V A L O R Y G E S T I Ó N

ESTIMACIÓN DE LA RECAUDACIÓN PROVENIENTE DE UN IMPUESTO A LAS EMISIONES EN EL SECTOR ELÉCTRICO

Informe Final

2

W W W . V A L G E S T A . C O M

Estimación de la Recaudación Proveniente de un Impuesto a las Emisiones en el Sector

Eléctrico

Informe Final

REV. FECHA PREPARÓ REVISÓ APROBÓ DESCRIPCIÓN

0 15.04.14 J.B.A. /

L.C.B / J.P.P. LCB RGA Informe Final.

VALGESTA ENERGÍA S.A.

Alonso de Córdova Nº 5900, Piso 4, Of. 402

Las Condes – Santiago – Chile

Tel: (+56 2) 2224 9704

Fax: (+56 2) 2229 3981

ABRIL 2014

PREPAR ADO P AR A:

MINISTERIO DE HACIENDA

Estimación de Recaudación por Impuesto a Emisiones

3

ALONSO DE CÓRDOV A #5900, P ISO 4, OF. 40 2 / (+56 2) 2224 9704 WWW.VALGESTA.COM

TABLA DE CONTENIDOS

1 INTRODUCCIÓN 5

2 OBJETIVOS 7

2.1 Objetivo General 7

2.2 Objetivos Específicos 7

3 OPERACIÓN FUTURA: ASPECTOS METODOLÓGICOS 8

4 INFORMACIÓN DE ENTRADA 10

4.1 Planes de Obras 11

4.2 Proyección de Precios de Combustibles 14

4.3 Proyección de Demanda 15

4.4 Proyección de la Disponibilidad de GNL 16

5 RESULTADOS DE ESTIMACIÓN DE LA RECAUDACIÓN 18

5.1 Antecedentes y Supuestos 19

5.2 Estimación de la Energía Generada 19

5.3 Estimación de Recaudación 21

5.4 Recaudación por Tipo de Contaminante 21

5.5 Recaudación por Combustible 22

5.6 Análisis de Posibles Impactos en las Tarifas 24

6 SENSIBILIZACIONES 25

6.1 Metodología 25

6.2 Comparación de la Energía Generada 25

6.3 Comparación de la Estimación de Recaudación 26

6.4 Comparación Recaudación por Tipo de Contaminante 27

6.5 Comparación de la Recaudación por Combustible 29

7 RESUMEN Y CONCLUSIONES 31

8 ANEXOS 32


4


8.1 Anexo 1: Generación de energía por Central/Unidad 32

8.2 Anexo 2: Factores de Emisión e Impuesto 35

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Plan de Obras – SIC. ............................................................................... 11

Tabla 2. Plan de Obras – SING. ............................................................................. 13

Tabla 3. Proyección de Precio de Carbón. ................................................................ 14

Tabla 4. Proyección de Precio de Petróleo Crudo (WTI). ............................................ 14

Tabla 5. Proyección de Precio de GNL en Chile. ........................................................ 15

Tabla 6. Proyección de Demanda para el SIC. ......................................................... 15

Tabla 7. Proyección de Demanda para el SING. ....................................................... 16

Tabla 8. Proyección de la Disponibilidad de GNL. ..................................................... 16

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2. Recaudación Total Estimada ..................................................................... 21

Figura 3. Recaudación por Tipo de Emisión Gravada .................................................. 22

Figura 5. Comparación Generación por Tipo de Energía ............................................. 26

Figura 6. Comparación Recaudación Total Estimada .................................................. 27

Figura 7. Comparación Recaudación por Tipo de Emisión Gravada .............................. 28

Figura 8. Comparación Recaudación por Tipo de Combustible ..................................... 29


5


1 INTRODUCCIÓN

Este informe fue solicitado por el Ministerio de Hacienda (Mandante), a Valgesta Energía

(Consultor), con el objeto de estimar la recaudación asociada a la implementación de un

impuesto a las emisiones de contaminantes de fuentes fijas. En este informe se presentan

los resultados obtenidos para estimar la recaudación que se originaría, en el sector

eléctrico, producto de aplicar un gravamen a las emisiones de CO2, NOx, SOx y material

particulado (MP), provenientes de fuentes fijas, específicamente unidades de generación

termoeléctricas en base a combustibles fósiles.

De acuerdo a la información entregada por el Cliente, el gravamen se aplicaría a unidades

con una potencia térmica instalada mayor a 50 MWt, con lo que prácticamente todas las

unidades que operan en base a carbón y gas natural pertenecientes al Sistema

Interconectado Central (SIC) y al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)

quedarían afectas. Adicionalmente, una parte de las turbinas a diesel de dichos sistemas

también quedan afectas a este impuesto, así como también algunas centrales térmicas en

base a biomasa y desechos forestales.

Es de importancia mencionar que el presente trabajo no considera que los impuestos son

cargados directamente en los costos variables de las unidades, sino que se estima cual es

el impuesto a pagar, en tonelada de emisión, considerando variables tales como factor de

emisión de las unidades de generación a ser gravadas, así como también la ubicación de

las mismas. Bajo este esquema el presente documento, por medio de una modelación de

la operación futura del sistema, estima cual sería la potencial recaudación a recibir por

este concepto.

En base a los resultados de la operación modelada de los sistemas eléctricos es posible

obtener el monto a recaudar al aplicar el nuevo impuesto. Dado que la operación futura

del SIC y el SING está en parte regida por los valores de diversos parámetros cuya

evolución no se conoce, siendo particularmente relevante la incertidumbre hidrológica en

el caso del SIC, en este estudio se persigue como objetivo obtener una estimación de

dicha recaudación a partir de una simulación de la operación óptima de los sistemas SIC y

SING. Para ello, se establecen supuestos en relación con la evolución futura de

parámetros relevantes y, además, se incorpora la incertidumbre hidrológica directamente

a través del uso del modelo de despacho hidrotérmico SDDP, ampliamente usado en

estudios de planificación y operación de sistemas eléctricos. El horizonte temporal abarca

aproximadamente diez años, comprendiendo hasta diciembre de 2023.


6


A partir de dicha simulación se obtienen las inyecciones esperadas de energía por mes

para cada unidad generadora de cada sistema eléctrico, lo cual permite posteriormente,

mediante la utilización de factores de emisión, estimar las emisiones de cada una de

ellas. De esta manera, aplicando a dicha estimación de emisiones el nuevo gravamen, se

obtiene una estimación de la recaudación atribuible a este nuevo impuesto.

Cabe señalar que entre los supuestos más relevantes de la simulación se encuentra la

inclusión de la interconexión entre el SIC y el SING, proyectada en este estudio para

entrar en servicio en junio de 2020.

En el siguiente capítulo se establecen los objetivos de este estudio. Luego, en el capítulo

3 se describen brevemente los principales aspectos metodológicos. El capítulo 4 contiene

datos de entrada relevantes para el modelo de despacho hidrotérmico SDDP. Finalmente,

en el capítulo 5 se presenta la estructura del análisis con los principales resultados

obtenidos.


7


2 OBJETIVOS

A continuación se describen los objetivos del presente estudio.

2.1 Objetivo General

El objetivo general es estimar la recaudación proveniente de la aplicación de un nuevo

impuesto a las emisiones de fuentes fijas en el sector eléctrico, en un horizonte temporal

comprendido entre los años 2015 y 2023.

2.2 Objetivos Específicos

En base al objetivo general planteado, se especifican los siguientes objetivos específicos.

Proyectar las principales variables que inciden en la operación de los sistemas

eléctricos SIC y SING.

Simular la operación del SIC y el SING hasta el año 2023, empleando un modelo

de despacho hidrotérmico, de acuerdo a los datos de entrada previamente

establecidos.

Incorporar como dato de entrada para las centrales generadoras existentes y

nuevas el factor de emisión informado por el mandante y el gravamen, por unidad

de contaminante, al que estarían afectas.

En base a los resultados obtenidos en la simulación de la operación y al gravamen

asociado a cada unidad, llevar a cabo una estimación de la recaudación por

impuesto a las emisiones a partir de la operación esperada de las unidades

térmicas.

Preparar un informe presentando los resultados obtenidos y un análisis de los

mismos a partir de los impactos obtenidos.


8


3 OPERACIÓN FUTURA: ASPECTOS METODOLÓGICOS

En este capítulo se describe en términos generales la metodología empleada para obtener

una estimación de la operación esperada de los sistemas SIC y SING en un horizonte que

se extiende desde el presente hasta diciembre de 2023.

Para llevar a cabo el estudio de la operación futura de los sistemas SIC y SING se emplea

el modelo SDDP (sigla que corresponde a Programación Dinámica Dual Estocástica), el

que permite optimizar y simular la operación de sistemas hidrotérmicos multiembalse en

el mediano y largo plazo incorporando la incertidumbre hidrológica presente en los

caudales afluentes a los embalses y en los aportes a las centrales de pasada. Además,

siendo un modelo multinodal, incorpora una representación del sistema de transmisión,

permitiendo la estimación de las transferencias de energía por tramos.

Si bien en la condición actual es preciso considerar separadamente el SIC y el SING, en

este estudio se proyecta la materialización de la interconexión entre el SIC y el SING para

junio de 2020, lo que requiere considerar ambos sistemas operando interconectados a

partir de esa fecha. En tal caso, la transferencia de energía entre ambos sistemas es

posible a través de la línea de interconexión que los uniría.

El modelo SDDP calcula la política operativa de mínimo costo para un sistema

hidrotérmico considerando, entre otros, los siguientes aspectos.

• Representación de plantas térmicas: eficiencia, generación máxima.

• Representación de plantas hidroeléctricas, incluyendo embalses y sus características.

• Consideración de la incertidumbre hidrológica. Entrega la posibilidad de incorporar la

incertidumbre propia de los caudales afluentes en las cuencas relevantes para el SIC.

• Representación del sistema de transmisión. Modelo de flujo en corriente continua,

capacidad de transmisión por instalaciones, pérdidas de transmisión.

• Empleo de etapas mensuales y horizonte de mediano a largo plazo.

Uno de los resultados principales que el modelo permite obtener corresponde a los

aportes esperados de energía promedio mensual para las unidades generadoras del

sistema eléctrico. Es también posible obtener, o construir a partir de los resultados, otros

indicadores que resulten de interés, como los costos marginales promedio mensual

esperados.


9


Un aspecto de gran relevancia dentro de la metodología a seguir en el estudio es la

preparación de los datos de entrada para el modelo, que incluyen entre otros, el plan de

obras de expansión de la generación, proyección de demanda y proyección de precios de

combustibles. El capítulo siguiente presenta los datos de entrada y supuestos más

relevantes empleados en el presente estudio.


10


4 INFORMACIÓN DE ENTRADA

En este capítulo se presentan los principales datos de entrada empleados en este estudio.

Se presentan en primer término los planes de obras para el SIC y para el SING. Éstos

han sido preparados en base a diversas fuentes relevantes de información. Entre ellas,

información presentada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en el Informe Técnico

Definitivo de precios de nudo de octubre de 2013 (ITD octubre 2013) y en el Informe

Técnico Preliminar de precios de nudo de abril de 2014 (ITP abril 2014), información

publicada por el CDEC-SIC y el CDEC-SING, información del mercado eléctrico, y

experiencia del consultor.

En cuanto a las proyecciones de precios de combustibles, para el caso del carbón y el

petróleo se han empleado las proyecciones contenidas en el ITP abril 2014 (SIC y SING).

En cuanto a las proyecciones de demanda, para el caso del SIC se ha empleado la

informada en el ITD octubre 2013 del SIC, y en el caso del SING, se ha empleado una

modificación de la proyección informada en el ITD octubre 2013 del SING.

Finalmente, el estudio ha considerado una proyección de la disponibilidad de gas

natural licuado (GNL) en el sistema, considerando cada unidad que podría operar con

dicho combustible al disponer de él. El detalle de lo antes mencionado se entrega a

continuación.


11


4.1 Planes de Obras

El plan de obras para el SIC se muestra en la Tabla 1.

Tabla 1. Plan de Obras – SIC.

Fecha Ingreso Central Potencia (MW) Tecnología

ene-14 Santa Marta 15,7 Biomasa

feb-14 Los Hierros 20 Pasada

feb-14 Eólico Cuel 33 Eólica

feb-14 San Andrés 40 Pasada

mar-14 Lautaro 2 22 Biomasa

mar-14 Angostura 316 Pasada

mar-14 Amanecer Solar CAP 100 Solar FV

mar-14 Eólica San Pedro 36 Eólica

mar-14 E. Pacífico 14,3 Biomasa

abr-14 El Arrayán 115 Eólica

abr-14 Pulelfu 9,4 Pasada

may-14 Ucuquer II Eólico 11 Eólica

jul-14 Laja I 36,8 Pasada

jul-14 Diego de Almagro FV 30 Solar FV

sep-14 Picoiquén 19 Pasada

sep-14 Los Cururos 110 Eólica

oct-14 Punta Palmeras 45 Eólica

oct-14 San Andrés FV 47,2 Solar FV

oct-14 Parque Eólico Taltal 99 Eólica

oct-14 Solar El Salvador 68 Solar FV

nov-14 Los Hierros II 6 Pasada

dic-14 Itata 20 Pasada

dic-14 Lalackama Eólico 55 Eólica

mar-15 Río Colorado 15 Pasada

abr-15 Carilafquén - Malalcahuello 29 Pasada

may-15 Eólica P. Chome 9 Eólica

may-15 El Paso 60 Pasada

jul-15 Cordillera 50 GNL

ago-15 Luz del Norte 162 Solar FV

oct-15 Guacolda 5 138 Carbón

nov-15 Hidroeléctrica VIII Región 02 20 Pasada

ene-16 San Juan 149,5 Eólica

nov-16 Eólica Concepción 01 50 Eólica

mar-17 Central Des. For. VIII Region 01 9 Biomasa

jul-17 La Mina 34 Pasada

oct-17 Geotermica Calabozo 01 40 Geotérmica

oct-17 Parque Eólico Cabo Leonés 170 Eólica

dic-17 Ñuble 136 Pasada


12


Fuente: ITD octubre 2013; ITP abril 2014; Valgesta; otros.

ene-18 Taltal CC GNL 120 GNL

jun-18 Las Lajas 267 Pasada

jun-18 Geotermica Potrerillos 01 40 Geotérmica

ago-18 Eolica IV Región 03 50 Eólica

sep-18 Central Des. For. VII Region 01 15 Biomasa

oct-18 Central Des. For. VII Region 02 10 Biomasa

nov-18 San Pedro 144 Pasada

dic-18 Eólica Concepción 02 50 Eólica

ene-19 Alfalfal II 264 Pasada

ene-19 Carbón VIII Region 01 343 Carbón

oct-19 Hidroeléctrica VII Región 02 20 Pasada

dic-19 Eólica IV Región 04 50 Eólica

ene-20 Central Des. For. VII Region 03 10 Biomasa

mar-20 Eólica IV Region 05 50 Eólica

may-20 Norte Chico 01 370 Carbón

jun-20 Quintero CC GNL 120 GNL

sep-20 Geotermica Calabozo 02 40 Geotérmica

oct-20 Eólica Concepcion 03 50 Eólica

mar-21 GNL Charrúa I 575 GNL

mar-21 Hidroeléctrica VIII Región 03 20 Pasada

abr-21 Solar Maitencillo I 50 Solar FV

jul-21 Geotérmica Calabozo 03 40 Geotérmica

ene-22 Eólica Concepcion 04 50 Eólica

ene-22 Hidroeléctrica VII Región 03 20 Pasada

abr-22 Solar Diego de Almagro I 150 Solar FV

dic-22 Candelaria CC GNL 120 GNL

ene-23 Geotermica Potrerillos 02 40 Geotérmica

mar-23 Eólica Puerto Montt 100 Eólica

jul-23 Solar Carrera Pinto I 150 Solar FV


13


El plan de obras para el SING es el siguiente.

Tabla 2. Plan de Obras – SING.

Fuente: ITD octubre 2013; ITP abril 2014; Valgesta; otros.

En cuanto a la expansión de los sistemas de transmisión troncales, se incorporan

ampliaciones y nuevas obras de acuerdo a las obras ya licitadas y otras previstas en ITD

octubre 2013 e ITP abril 2014.

Fecha Ingreso Central Potencia (MW) Tecnología

ene-14 Valle de los Vientos 95 Eólica

feb-14 Portada 3 Diesel

feb-14 Pozo Almonte 2 7,5 Solar FV

abr-14 Arica Solar 1 (Etapa I) 18 Solar FV

abr-14 Ampliación La Huayca 9 Solar FV

jul-14 Aguas Blancas 8,8 Solar FV

sep-14 Pozo Almonte 3 16 Solar FV

sep-14 María Elena I 33,48 Solar FV

dic-14 Arica Solar 1 (Etapa II) 22 Solar FV

ene-15 Quillagua I 20 Solar FV

jul-15 Quillagua II 30 Solar FV

sep-15 María Elena II 38,59 Solar FV

ene-16 Quillagua III 50 Solar FV

jul-16 Cochrane I 236 Carbón

oct-16 Cochrane II 236 Carbón

ene-17 Mejillones GNL CC I 250 GNL

ago-17 Mejillones GNL CC II 250 GNL

ene-18 Solar SING I 50 Solar FV

ene-19 Eólico SING I 50 Eólica

ene-19 Solar SING II 50 Solar FV

ene-20 Solar SING III 100 Solar FV

ene-21 Eólico SING II 50 Eólica

dic-21 Crucero Solar I 200 Solar FV

mar-22 Solar SING IV 200 Solar FV

sep-22 Geotérmica Irruputunco 40 Geotérmica

ene-23 Solar SING V 250 Solar FV

jul-23 Geotérmica Puchuldiza 01 40 Geotérmica


14


4.2 Proyección de Precios de Combustibles

A continuación se presentan proyecciones para los precios de carbón, petróleo (WTI) y

GNL. Estas proyecciones son válidas para el SIC y para el SING.

Tabla 3. Proyección de Precio de Carbón.

Fuente: ITP abril 2014.

Tabla 4. Proyección de Precio de Petróleo Crudo (WTI).


Precio

[US$/Ton]

2014 94,19

2015 95,61

2016 96,90

2017 99,10

2018 100,78

2019 101,43

2020 101,95

2021 102,34

2022 102,85

2023 103,37

2024 104,28

Carbón Térmico

Año

Precio

[US$/bbl]

2014 94,02

2015 90,33

2016 88,64

2017 89,72

2018 90,89

2019 93,19

2020 95,51

2021 98,02

2022 100,56

2023 103,23

2024 105,73

Crudo WTI

Año


15


Tabla 5. Proyección de Precio de GNL en Chile.


4.3 Proyección de Demanda

Las siguientes tablas muestran la proyección de demanda para el SIC y para el SING en

el periodo de estudio.

Tabla 6. Proyección de Demanda para el SIC.

Fuente: ITD octubre 2013.

Precio

[US$/MBtu]

2014 12,70

2015 12,48

2016 12,00

2017 11,80

2018 10,68

2019 10,51

2020 10,16

2021 10,51

2022 10,71

2023 10,87

2024 11,07

Precio GNL en Chile

Año

Año Total % Crecimiento

2014 51.150

2015 54.035 5,6%

2016 56.820 5,2%

2017 59.559 4,8%

2018 62.317 4,6%

2019 65.187 4,6%

2020 68.098 4,5%

2021 71.060 4,3%

2022 74.045 4,2%

2023 77.089 4,1%

PROYECCIÓN DEMANDA SIC (GWh)


16


Tabla 7. Proyección de Demanda para el SING.

Fuente: ITD octubre 2013; Valgesta.

4.4 Proyección de la Disponibilidad de GNL

En relación con la disponibilidad proyectada para GNL en el periodo de estudio, la Tabla 8

presenta la proyección empleada detallando los periodos temporales en que cada unidad

generadora incluida dispone de este combustible.

Tabla 8. Proyección de la Disponibilidad de GNL.

Fuente: Elaboración Propia

* Disponibilidad de GNL limitada para una generación de hasta 200 MW.

Año Total % Crecimiento

2014 16.628

2015 17.376 4,5%

2016 19.027 9,5%

2017 20.739 9,0%

2018 22.191 7,0%

2019 23.185 4,5%

2020 24.548 5,9%

2021 25.972 5,8%

2022 27.418 5,6%

2023 28.881 5,3%

PROYECCIÓN DEMANDA SING (GWh)

Unidad Desde (Fecha) Hasta (Fecha) Sistema

Taltal 1 07-2014 12-2016 SIC

Taltal 2 01-2016 12-2016 SIC

Taltal CC 01-2017 SIC

Nehuenco 1 01-2014 04-2014 SIC

01-2015 04-2015 SIC

01-2016 SIC

Nehuenco 2 01-2018 SIC

San Isidro 1 01-2014 SIC

San Isidro 2 01-2014 SIC

Nueva Renca 01-2018 SIC

Candelaria 1 02-2020 08-2022 SIC

Candelaria 2 02-2020 08-2022 SIC

Candelaria CC 12-2022 SIC

Quintero 1 01-2016 02-2020 SIC

Quintero 2 01-2016 02-2020 SIC

Quintero CC 06-2020 SIC

U16, CTM3 * 01-2014 SING

Atacama 01-2018 SING


17


En la tabla anterior, una celda en blanco en la tercera columna indica que se considera

disponibilidad de GNL al menos hasta el fin del horizonte de estudio. La disponibilidad

para Nehuenco 1 se basa en información sobre disponibilidad de excedentes de Metrogas,

en los periodos indicados, adquiridos por Colbún.


18


5 RESULTADOS DE ESTIMACIÓN DE LA RECAUDACIÓN

En este capítulo se presentan los resultados obtenidos para estimar la recaudación al

aplicar un nuevo impuesto a las emisiones de fuentes fijas. En la siguiente ilustración es

posible observar, de manera esquemática, la metodología utilizada para dicha estimación.

Ilustración 1: Metodología de Estimación de Ingresos por Impuesto

Fuente: Elaboración propia.

Es importante mencionar que para llevar a cabo el estudio, el Mandante proporcionó al

Consultor una base de datos donde se informaban los factores de emisión de cada unidad

generadora de los sistemas eléctricos en análisis (SIC y SING), como también del

impuesto que debía ser aplicado en cada caso. El detalle de esta base de datos se entrega

en el Anexo 3.

Conforme con lo anterior, se obtuvieron y analizaron los resultados de la estimación de

recaudación por concepto de la aplicación del impuesto.

Se identifica y caracteriza el parque de

generación térmico existente y futuro para los sistemas SIC y SING (CNE – M.

Hacienda - MMA).

Se realiza un despacho de unidades de

generación conforme la metodología definida para ello en el capítulo 3

(Consultor).

Se define para cada unidad de

generación , existente y futura, un factor de emisión (Ton/GWh) para los siguientes

contaminantes Nox, Sox, MP y CO2

(M. Hacienda - MMA).

En función del contaminante, y la

ubicación de la Unidad de generación, se asigna un impuesto medido en US$/Ton

(M. Hacienda - MMA).

Se definen los supuestos de entrada

para realizar la simulación de la operación futura de los sistemas

eléctricos

(Consultor y CNE).

ESTIMACIÓN DE RECAUDACIÓN

ASOCIADA A UN IMPUESTO A LAS EMISIONES

Estimación de Demanda

Precios de CombustiblesPlan de obras de generación y

transmisión

(Consultor y CNE).

OBTENCIÓN DE RESULTADOS:

Recaudación Tipo de Contaminante, por tipo de

combustible, etc.

(Consultor).

Se multiplica la generación térmica de

cada en central, en cada periodo por el factor de emisión e impuesto

correspondiente

(Consultor).


19


5.1 Antecedentes y Supuestos

A partir de la información proporcionada por el Mandante respecto de todas las unidades

generadoras existentes, se consideró que para este estudio están afectas al impuesto

todas las fuentes fijas pertenecientes a los sistemas interconectados mayores a 200 MW

(SIC y SING), con una capacidad térmica instalada superior a 50 MWt (de manera

simplificada, se asumió que todas aquellas unidades generadoras con capacidad instalada

superior a 25 MW1 estarían afectas al impuesto).

Respecto del impuesto aplicado, es importante mencionar que se utilizó el señalado por el

Mandante, que establecía un valor de 5 USD/Ton en el caso del CO2 y de 0.1 USD/Ton en

el caso del resto de los contaminantes, corregido éste en función de la localización y el

daño que esta podría causar en las personas ubicadas en la zona de influencia del

proyecto.

Considerando que el impuesto será aplicado sobre las emisiones reales, es decir, las que

resulten de la operación real del sistema, se utilizó un factor de emisión para cada unidad

termoeléctrica existente y se asignó también un valor proyectado para aquellas unidades

nuevas contempladas en el plan de obras mostrado en el capítulo 4.

Es importante señalar que el impuesto no se consideró como un monto adicional en los

costos de generación, por lo que, éste no afectaría el cálculo de los costos marginales del

sistema.

5.2 Estimación de la Energía Generada

Se muestra a continuación la generación de energía proyectada para el periodo de

análisis considerando energía hidroeléctrica (embalse y pasada), energía térmica y otras

fuentes. Los valores presentados corresponden a resultados obtenidos de la simulación

con SDDP.

La siguiente figura muestra, para el horizonte 2015-2023, la energía total generada en el

SIC y el SING, separada según las siguientes categorías: energía hidroeléctrica, energía

termoeléctrica sujeta a gravamen y otra, que comprende energía renovable no

convencional (ERNC) y térmica no gravada.

1 Se considera que dado el tamaño, todas las centrales nuevas y existentes en base a carbón, gas natural y GNL se encuentran afectas. En el caso de las centrales diesel y biomasa, se considera un factor de 0,5, con lo que el equivalente de 50 MWt es 25 MW eléctricos (Fuente, AGIES, KAS 2011).


20


Figura 1. Generación por Tipo de Energía

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Energía Hidro 38% 39% 40% 40% 37% 32% 30% 32% 33%

Energía Termo Gravada 53% 51% 50% 50% 54% 58% 60% 57% 54%

Energía No Gravada 9% 10% 9% 9% 10% 10% 10% 11% 13%

La tabla anterior muestra el porcentaje que cada categoría representa del total de la

energía producida. Para el año 2017, año en que se iniciaría la aplicación del impuesto,

las unidades gravadas sumarían 41.320 GWh de energía, lo que equivale al 50% de la

producción total de energía para dicho año. Para los años siguientes dicho porcentaje

sube hasta 60% en el año 2021, mostrando un descenso en 2022 y 2023.

Es importante mencionar que el aumento en el porcentaje se explica principalmente por

la entrada de unidades nuevas a carbón, las cuales, en proporción, superan a los otros

tipos de tecnología considerados en el plan de obras de generación. Un detalle de la

generación esperada para las unidades sujetas a gravamen se puede observar en el

Anexo 1 de este documento.

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20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

38.7

97

40.0

56

41

.32

0

43.5

91

48.4

27

55

.16

9

59

.71

2

59

.22

9

58

.78

5

Proyección de Generación de Energía SIC y SING

(GWh/Año)

Energía Hidro Energía Termo Gravada Otra Energía (No Gravada y ERNC)


21


5.3 Estimación de Recaudación

De acuerdo a los supuestos establecidos, a continuación se muestran los principales

resultados obtenidos respecto de la recaudación esperada. La figura siguiente presenta,

en millones de USD, la recaudación total estimada para el periodo 2017 a 20232.

Figura 2. Recaudación Total Estimada

Como se observa, el impuesto permitiría, bajo las condiciones analizadas, obtener una

recaudación para el año 2017 cercana a MMUSD 230.

5.4 Recaudación por Tipo de Contaminante

A continuación se muestra la recaudación esperada asociada a los diferentes tipos de

contaminantes gravados. Como ya se mencionó, éstos corresponden a NOx, SOx, MP y

CO2.

2 Se asumió que el impuesto se aplica a partir de año 2017.

$ -

$ 50,0

$ 100,0

$ 150,0

$ 200,0

$ 250,0

$ 300,0

$ 350,0

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

$ 229,8 $ 241,2 $ 262,7

$ 288,0 $ 302,8 $ 301,9 $ 299,7

Recaudación Total Anual Esperada

(MMUSD)


22


Figura 3. Recaudación por Tipo de Emisión Gravada

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

NOx 2,9% 3,0% 3,2% 3,2% 3,1% 3,1% 3,1%

SOx 0,6% 0,6% 0,6% 0,6% 0,6% 0,6% 0,6%

MP 14,4% 13,7% 12,9% 12,3% 12,0% 12,0% 12,0%

CO2 82,2% 82,7% 83,3% 83,9% 84,3% 84,2% 84,3%

A partir de los resultados obtenidos, es posible observar que la mayor parte de la

recaudación proviene del impuesto asociado al CO2. De hecho, en el periodo considerado

la recaudación esperada por el gravamen a las emisiones de CO2 es siempre superior al

80% de la recaudación total esperada.

5.5 Recaudación por Combustible

Cuando se analizan las unidades gravadas, agrupadas por tipo de combustible, el monto

esperado a recaudar es el que se muestra en la siguiente figura.

$ -

$ 50,0

$ 100,0

$ 150,0

$ 200,0

$ 250,0

$ 300,0

$ 350,0

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

$ 1

88

,9

$ 19

9,6

$ 21

8,9

$ 24

1,7

$ 25

5,2

$ 25

4,3

$ 25

2,6

Recaudación Esperada por Tipo de Contaminate

(MMUSD/Año)

CO2 Nox Sox MP


23


Figura 4. Recaudación por Tipo de Combustible

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Carbón 94% 93% 92% 89% 87% 87% 87%

GNL 4% 6% 7% 10% 13% 12% 12%

Diesel 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Otros 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

A partir de la figura y de la tabla asociada es posible observar claramente que el

combustible que se ve mayormente afectado por el impuesto, en las condiciones de

operación simuladas para ambos sistemas, es el carbón.

$ -

$ 50

$ 100

$ 150

$ 200

$ 250

$ 300

$ 350

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

$ 216 $ 224 $ 242 $ 256 $ 262 $ 262 $ 261

Recaudación Estimada por Tipo de Combustible

(MMUSD/Año)

Carbon GNL Diesel Otros


24


5.6 Análisis de Posibles Impactos en las Tarifas

De manera referencial, y en forma cualitativa, a continuación se hace un análisis respecto

del posible impacto que tendría la aplicación del impuesto sobre las tarifas a clientes

finales. No está dentro del alcance del estudio cuantificar dicho efecto.

En primer lugar es necesario indicar que el impacto dependerá de la condición de cliente

libre o regulado que tenga el usuario final. Lo anterior, debido a que se estima que los

impactos, principalmente asociados a magnitud y tiempos de aplicación dependerán de

dicha condición.

En efecto, en el caso de clientes regulados, los precios de energía actualmente vigentes

en su mayoría provienen de licitaciones de suministro realizadas entre los años 2006 y

2013, las cuales en sus bases no permiten el aumento de los precios por cambios

regulatorios. Conforme con ello, el impacto del impuesto no podría ser traspasado a este

tipo de clientes. Por lo tanto el impacto del impuesto a clientes regulados en el corto

plazo sería nulo.

En el largo plazo, las empresas generadoras podrían incorporar el costo asociado al

impuesto en los futuros procesos de licitación de suministro (2015 y posteriores), los que

están programados con fecha de inicio de suministro a partir del año 2019,

aproximadamente. Por lo tanto en este caso, sí existiría un impacto en el largo plazo a

nivel de tarifas, para un segmento de los clientes regulados, y que se vería reflejado en

los suministros del año 2019 y/o posteriores.

Respecto de los clientes libres, el potencial impacto del impuesto a nivel de tarifas estará

condicionado por lo que los contratos actuales y futuros estipulan para tal efecto. De esta

manera si sus contratos con generadoras contienen cláusulas que incorporen de manera

automática las alzas de costos producto de algún cambio regulatorio, entonces éste se

verá reflejado inmediatamente en las tarifas.

Específicamente, el traspaso indicado en el párrafo anterior dependerá de las condiciones

en las que se hubiere redactado el contrato, pudiendo existir casos en los cuales este

impuesto sea traspasado según se comentó, y casos en los cuales éste deberá ser

absorbido por el propio generador.


25


6 SENSIBILIZACIONES

A modo de sensibilización, en el presente capítulo se presentan los resultados obtenidos

de la estimación de recaudación en un escenario hidrológico húmedo. En primero lugar se

explica el método de estimación para la operación de los sistemas eléctricos, para

posteriormente, de manera comparada obtener los resultados.

6.1 Metodología

En este anexo se presentan los resultados de la estimación de la recaudación obtenida al

aplicar el nuevo impuesto ya descrito a las emisiones de fuentes fijas pero, a diferencia

de los resultados presentados en el capítulo 5, en este caso se realiza la estimación para

un escenario hidrológico de características húmedas.

Interesa en este caso obtener entonces una estimación de los aportes esperados de

energía promedio mensual para las unidades generadoras del SIC y del SING para un

escenario hidrológico escogido. Específicamente, la condición hidrológica húmeda se

modela escogiendo el año hidrológico 1986-87 que, de acuerdo a lo informado por el

CDEC-SIC, corresponde a un año con probabilidad de excedencia de 20%.

En términos metodológicos, una vez que se dispone de los resultados de la simulación de

la operación del sistema eléctrico para el horizonte de estudio (2015-2023) realizada

empleando el modelo SDDP, se escoge, mes a mes, para cada una de las unidades del

SIC y del SING, la generación promedio mensual esperada correspondiente al caso en

que las condiciones hidrológicas empleadas para simular hayan sido las registradas en el

año hidrológico 1986-87.

Con la serie de aportes de energía mensual para cada unidad se procede a estimar las

emisiones y la recaudación esperada, de acuerdo a la especificación del nuevo gravamen.

6.2 Comparación de la Energía Generada

Se muestra a continuación la generación de energía proyectada para el periodo de

análisis considerando energía hidroeléctrica (embalse y pasada), energía térmica y otras

en el caso húmedo. Los valores presentados corresponden a resultados obtenidos de la

simulación con SDDP.

La siguiente figura muestra, para el horizonte 2015-2023, de manera comparada la

estimación de energía en el caso base v/s caso húmedo.


26


Figura 5. Comparación Generación por Tipo de Energía

De acuerdo a lo que se observa en el cuadro, en un escenario hidrológico húmedo, según

lo definido arriba, la generación térmica tendría una menor participación, siendo

principalmente el GNL quien se afectaría por esta menor generación. En efecto, en

promedio la generación termoeléctrica gravada ve reducida su participación en las

proyecciones, en aproximadamente un 11% para cada año respecto de la condición base.

6.3 Comparación de la Estimación de Recaudación

De acuerdo a los supuestos establecidos, a continuación se muestran los principales

resultados obtenidos respecto de la recaudación esperada. La figura siguiente presenta,

en millones de USD, la recaudación total estimada para el periodo 2017 a 20233.

3 Se asumió que el impuesto se aplica a partir de año 2017.

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

C. Base C. Húmedo

C. Base C. Húmedo

C. Base C. Húmedo

C. Base C. Húmedo

C. Base C. Húmedo

C. Base C. Húmedo

C. Base C. Húmedo

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

41

.32

0

39

.25

1

43

.59

1

41

.92

5

48

.42

7

43

.26

5

55

.16

9

46

.43

4

59

.71

2

49

.56

0

59

.22

9

51

.72

4

58

.78

5

54

.34

9

Proyección Generación C. Base/C. Húmedo(GWh/Año)

Energía Hidro Energía Termo Gravada Otra Energía (No Gravada y ERNC)


27


Figura 6. Comparación Recaudación Total Estimada

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Reducción Recaudación4 -3% -2% -7% -10% -10% -7% -4%

De los gráficos es posible indicar que la recaudación efectivamente se vería reducida en

un escenario con una mayor disponibilidad de recursos hídricos. Lo anterior es lógico si se

considera la reducción observada en el gráfico de generación, pues esta reducción es

precisamente de cuyas fuentes se obtiene la recaudación. En promedio, para todo el

periodo, la recaudación ser vería reducida en un 6% aproximadamente.

6.4 Comparación Recaudación por Tipo de Contaminante

A continuación se muestra comparativamente la recaudación esperada asociada a los

diferentes tipos de contaminantes gravados. Como ya se mencionó, éstos corresponden a

NOx, SOx, MP y CO2.

4 Reducción de la recaudación medida en comparación con escenario base.

$ 0,0

$ 50,0

$ 100,0

$ 150,0

$ 200,0

$ 250,0

$ 300,0

$ 350,0

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

$ 2

29

,8

$ 2

41

,2

$ 2

62

,7

$ 2

88

,0 $ 3

02

,8

$ 30

1,9

$ 29

9,7

$ 22

3,5

$ 23

5,8

$ 24

3,8

$ 2

59

,8 $ 27

3,4

$ 28

0,7

$ 2

88

,2

Recaudación MMUSD

Recaudación Total Estimada Caso Base Recaudación Total Estimada Caso Humedo


28


Figura 7. Comparación Recaudación por Tipo de Emisión Gravada

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Nox -3% -3% -12% -12% -11% -7% -3%

Sox 0% 0% -7% -4% -2% -2% 0%

MP -2% -2% -4% -8% -7% -5% -2%

CO2 -3% -2% -7% -10% -10% -7% -4%

Total Reducción5 -3% -2% -7% -10% -10% -7% -4%

Al igual que en el caso base, la mayor parte de la recaudación proviene del impuesto a

CO2, cuyo aporte es superior al 80%. En cuanto a la reducción de la recaudación por

contamine, el que se ve mayormente impactado es el NOx y el CO2. Lo anterior es

esperable, pues el mayor aporte hidrológico desplaza principalmente centrales que operan

con GNL.


$ 0,0

$ 50,0

$ 100,0

$ 150,0

$ 200,0

$ 250,0

$ 300,0

$ 350,0

C. B

ase

C. H

úm

edo

C. B

ase

C. H

úm

edo

C. B

ase

C. H

úm

edo

C. B

ase

C. H

úmed

o

C. B

ase

C. H

úmed

o

C. B

ase

C. H

úm

edo

C. B

ase

C. H

úm

edo

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

$ 1

88

,9

$ 18

3,6

$ 19

9,6

$ 19

5,1

$ 2

18

,9

$ 20

2,5

$ 2

41

,7

$ 21

7,5

$ 25

5,2

$ 2

29

,3

$ 2

54

,3

$ 23

5,5

$ 2

52

,6

$ 24

2,3

Comparación Recaudación por Tipo de Contaminante

(MMUSD)

CO2 Nox Sox MP


29


6.5 Comparación de la Recaudación por Combustible

Cuando se analizan las unidades gravadas, agrupadas por tipo de combustible, el monto

esperado a recaudar comparativamente con el caso base, es el que se muestra en la

siguiente figura.

Figura 8. Comparación Recaudación por Tipo de Combustible

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Carbón 0% 0% -3% -2% -1% -1% 0%

GNL -34% -26% -51% -66% -63% -45% -26%

Diesel 13% -100% -80% -99% -56% -51% -30%

Otros -100% -100% -100% -100% -100% -100% -100%

Total Reducción6 -3% -2% -7% -10% -10% -7% -4%

Del cuadro anterior es posible observar que, mientras la recaudación total se ve reducida

en aproximadamente un 6% para el periodo 2017-2023, el aporte a la misma proveniente

de otras fuentes, se ve reducido prácticamente en un 100%. En el caso del diesel y GNL,

sus aportes también se ven reducidos fuertemente, siendo en promedio esta reducción de

58% y 44% para diesel y GNL respectivamente.


$ -

$ 50

$ 100

$ 150

$ 200

$ 250

$ 300

$ 350

C. B

ase

C. H

úmed

o

C. B

ase

C. H

úm

edo

C. B

ase

C. H

úmed

o

C. B

ase

C. H

úm

edo

C. B

ase

C. H

úmed

o

C. B

ase

C. H

úmed

o

C. B

ase

C. H

úm

edo

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

$ 21

6

$ 2

16

$ 22

4

$ 22

5

$ 2

42

$ 2

35

$ 2

56

$ 25

0

$ 2

62

$ 25

9

$ 26

2

$ 26

0

$ 26

1

$ 26

2

Recaudación por Tipo de Combustible

(MMUSD)

Carbon GNL Diesel Otros


30


La recaudación que menos se ve impactada es la que proviene del Carbón, pues es una

energía que normalmente es de base, lo que implica que no necesariamente es

desplazada por la mayor disponibilidad de agua en los escenarios considerados.


31


7 RESUMEN Y CONCLUSIONES

De los análisis y resultados obtenidos, es posible realizar el siguiente resumen.

Se realizó una estimación de la recaudación proveniente de la aplicación en el sector

generación eléctrica de un nuevo impuesto a las emisiones de fuentes fijas. Dicha

estimación se efectúa en base a una simulación de la operación de los sistemas SIC y

SING para el periodo 2015 - 2023.

El año 2017 y 2018 el porcentaje esperado de energía gravada, respecto del total

para cada año es de 50% aproximadamente en condición hidrológica normal. Este

porcentaje crece conforme aumenta la generación térmica en comparación a otras

fuentes en la expansión del parque generador. En el caso de un escenario con mayor

disponibilidad hidrológica, la energía gravada, respecto del total para los mismos

años es 48% y 49% respectivamente. En este escenario, la energía gravada se

mantiene en torno al 50% del total en el largo plazo.

Para el escenario base, entre los años 2017 y 2021, la recaudación esperada

promedio anual sería de MMUSD 265 aproximadamente. Para estos mismos años, la

recaudación promedio, en una condición húmeda, se encuentra en torno a los MMUSD

247.

Tanto en el escenario base, como húmedo, el contaminante que mayor aporte haría a

la recaudación es el CO2, correspondiendo en promedio para el periodo 2017 - 2021 a

un 83% del total de la recaudación esperada para el caso base y caso húmedo.

Como consecuencia de lo anterior, las centrales de generación que más se ven

impactadas por este impuesto, en ambos escenarios, son las que utilizan carbón

como combustible. Durante el periodo 2017 - 2021, para el caso base, en promedio,

más del 90% de la recaudación esperada proviene de estas fuentes, situación que se

repite en el escenario húmedo.

El impacto en las tarifas reguladas sería prácticamente imperceptible en el corto

plazo. Sólo en el largo plazo, específicamente en licitaciones futuras, la situación

podría ser diferente, y el precio se vería afectado por la aplicación de este impuesto.

En el caso de los clientes libres, el impacto dependerá de las condiciones en las

cuales se hubiere pactado cada contrato de suministro pudiendo existir clientes que

se vean afectados en el corto plazo y otros en el largo plazo.


32


8 ANEXOS

8.1 Anexo 1: Generación de energía por Central/Unidad

Proyección de Generación (GWh/Año)

Central/Unidad 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

100-Los Pino 0,0 0,0 0,0 0,0 15,3 0,0 0,0 0,0

101-Santa Li 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

104-Petropow 458,7 458,4 459,1 459,1 459,1 459,1 459,1 459,1

106-Bocamina 623,6 537,1 818,8 837,8 952,0 1.000,8 1.000,8 966,2

107-Coronel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

10-Emelda 02 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

114-Antilhue 0,0 0,0 0,0 0,0 7,6 0,0 0,0 0,0

115-Antilhue 0,0 0,0 0,0 0,0 7,5 0,0 0,0 0,0

117-Degañ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

120-Trapen 0,0 0,0 0,0 0,0 5,6 0,0 0,0 0,0

12-Cardones 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

131-Santa Ma 2.405,9 2.445,5 2.603,1 2.662,7 2.692,5 2.692,5 2.692,5 2.692,5

132-Bocamina 2.030,7 2.113,3 2.515,7 2.644,9 2.815,0 2.836,7 2.836,7 2.804,7

145-Campiche 1.834,5 1.885,2 1.836,7 1.940,0 1.979,4 1.981,9 1.981,9 1.981,9

14-Termopací 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

15-Guacolda 1.153,2 1.182,1 1.196,4 1.199,3 1.200,8 1.200,8 1.200,8 1.200,8

164-NteChico 0,0 0,0 0,0 0,0 1.894,1 2.879,1 2.879,1 2.879,1

168-Carbón V 0,0 0,0 0,0 2.705,5 2.876,2 2.887,6 2.887,6 2.869,5

16-Guacolda 1.151,3 1.173,9 1.191,0 1.193,6 1.195,1 1.195,1 1.195,1 1.195,1

174-SanIsiFA 15,6 0,0 0,0 0,0 6,0 0,0 0,0 0,0

17-Guacolda 1.150,6 1.126,7 1.126,3 1.138,9 1.150,6 1.150,6 1.150,6 1.150,6

184-Guacold5 949,3 1.036,8 1.130,8 1.168,7 1.228,7 1.242,9 1.242,9 1.242,9

18-Guacolda 1.163,0 1.163,6 1.161,4 1.162,5 1.163,6 1.163,6 1.163,6 1.163,6

19-Huasco TG 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1-Taltal 01 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

203-Yungay3D 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

204-Yung4CCD 0,0 0,0 0,0 0,0 6,7 0,0 0,0 0,0

21-TG Peñon 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

229-Charr3CC 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

235-CharruCC 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.775,0 1.605,7 1.069,5

254-Cordille 84,3 27,5 0,0 0,0 30,4 0,0 0,0 0,0

26-Espinos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

27-Olivos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

28-Los Vient 0,0 0,0 0,0 0,0 1,4 6,0 4,3 1,5


33


2-Taltal 02 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

30-NehuenTG1 1.371,9 1.276,8 357,7 624,5 959,7 711,7 509,4 441,4

31-NehuenTV1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

32-NehuenTG2 0,0 0,0 1.081,1 1.273,5 2.216,3 2.814,3 2.851,1 2.677,7

34-NehuenTV2 241,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

36-Nehue9B_1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

37-Yungay1_D 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

38-Yungay2_D 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

3-Taltal 01 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

42-SanIsiTG1 953,1 732,4 101,1 161,6 314,1 85,2 104,5 0,0

43-SanIsiTV1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

44-SanIsiTG2 2.207,1 2.149,3 1.586,9 1.598,6 2.669,2 3.150,5 3.133,2 3.037,7

45-SanIsiTV2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

47-Quintero 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

48-Quintero 142,2 32,7 0,0 0,0 48,6 0,0 0,0 0,0

49-Quintero 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

4-Taltal 02 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

50-Quintero 149,4 30,6 0,0 0,0 38,5 0,0 0,0 0,0

51-Quintero 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

52-Quintero 0,0 0,0 0,0 0,0 625,6 1.403,1 1.183,1 1.008,7

53-Ventanas 803,0 847,2 832,2 871,7 940,6 951,2 951,2 949,8

54-Ventanas 1.645,1 1.687,2 1.703,2 1.716,5 1.719,9 1.719,9 1.719,9 1.719,9

55-Nueva Ven 1.811,8 1.864,9 1.882,9 1.924,6 2.015,8 2.026,9 2.026,9 2.026,9

57-Colmito 1,2 0,0 0,2 12,0 3,1 3,2 8,5 17,6

58-Laguna Ve 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

5-Taltal CC 0,0 0,0 300,7 479,6 843,0 942,8 816,6 661,1

63-Nueva Ren 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

64-Nueva Ren 65,3 204,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

66-Nueva Ren 0,0 0,0 210,7 459,7 787,2 667,9 539,0 455,6

67-Nueva Ren 0,0 0,0 0,0 0,0 17,8 4,7 0,0 0,0

68-Nehuen1FA 31,9 8,4 0,0 0,0 9,3 0,0 0,0 0,0

69-SanFranTG 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

75-Candelari 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

76-Candelari 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

77-Candelari 0,0 0,0 0,0 0,0 69,8 0,0 0,0 0,0

78-Candelari 0,0 0,0 0,0 0,0 64,7 0,0 0,0 0,0

79-CandelaCC 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 49,3 1.254,2

7-San Lorenz 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

80-Teno 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

8-San Lorenz 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

92-Nueva Ald 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

98-cholguan 74,3 74,4 76,0 76,1 76,2 76,2 76,2 76,2


34


99-cholguan 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

9-Emelda 01 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

ANG1 1.994,6 1.994,6 1.994,6 1.994,6 1.992,5 1.994,6 1.994,6 1.994,6

ANG2 1.992,2 1.992,2 1.992,2 1.992,2 1.992,2 1.992,2 1.992,2 1.992,2

CC1 die 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

CC1 GNL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 42,1 6,6 0,0

CC2 die 1,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

CC2 GNL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 45,4 21,8 0,0

CochraneI 925,1 1.950,3 1.950,3 1.950,3 1.949,6 1.950,3 1.950,3 1.933,8

CochraneII 405,9 1.952,2 1.952,2 1.952,2 1.951,7 1.952,2 1.952,2 1.932,8

CTA 1.275,4 1.266,9 1.281,8 1.281,8 1.281,8 1.281,8 1.281,8 1.281,8

CTH 978,1 766,7 1.290,9 1.290,9 1.290,9 1.290,9 1.290,9 1.290,9

CTM1 1.282,5 1.282,5 1.282,5 1.282,5 1.282,5 1.282,5 1.282,5 1.282,5

CTM2 1.376,7 1.376,7 1.376,7 1.376,7 1.376,7 1.376,7 1.376,7 1.376,7

CTM3+TG(d) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

CTM3-TG 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

CTM3-TG+TV 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

CTM3-TGd+TV 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

CTTAR 1.192,1 1.192,1 1.192,1 1.192,1 1.192,1 1.192,1 1.192,1 1.192,1

KELAR TG 0,0 89,5 1.591,2 2.057,3 1.962,3 2.384,8 2.667,1 2.630,0

MejiCC_I 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

MejiCC_II 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

MIMB 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

NTO1 1.022,8 1.022,8 1.022,8 1.022,8 1.022,8 1.022,8 1.022,8 1.022,8

NTO2 1.058,7 1.058,7 1.058,7 1.058,7 1.058,7 1.058,7 1.058,7 1.058,7

TAMAYA 45,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TARAPA CC_I 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TG3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

U10 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

U11 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

U12 586,0 564,7 616,1 628,6 593,0 622,9 627,1 593,3

U13 647,2 649,6 649,6 649,6 622,2 649,6 649,6 627,3

U14 1.041,0 1.042,5 1.042,5 1.042,5 1.042,5 1.042,5 1.042,5 1.042,4

U15 999,3 999,3 999,3 999,3 999,3 999,3 999,3 999,3

U16-TG 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

U16-TG+TV 714,0 60,7 126,1 343,9 450,8 501,3 551,3 529,6

U16-TGd 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

U16-TGd+TV 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Total general 40.056,2 41.320,2 43.591,5 48.427,5 55.169,0 59.711,8 59.229,4 58.784,5


35


8.2 Anexo 2: Factores de Emisión e Impuesto

Tecnología Centrales Sistema Comuna Factor de Emisión (Ton/GWh) Impuesto (USD/Ton)

Nox Sox MP 10 CO2 Nox Sox MP 10 CO2

Biomasa Valdivia SIC Mariquina 0,50 0,05 0,05 25,00 30,2 1,5 711,8 5,0

Biomasa SantaFe SIC Nacimiento 1,10 0,08 0,17 25,00 78,1 3,8 1.837,7 5,0

Carbón Guacolda1 SIC Huasco 1,42 1,25 0,16 980,00 12,1 3,9 1.337,2 5,0




Carbón Ventanas1 SIC Valparaiso 1,79 1,44 0,18 980,00 240,2 11,8 5.653,9 5,0

Carbón Ventanas2 SIC Valparaiso 1,72 1,37 0,17 980,00 240,2 11,8 5.653,9 5,0

Carbón NuevaVentanas SIC Puchuncavi 1,42 1,31 0,16 980,00 22,8 1,1 537,1 5,0

Carbón Campiche SIC Quillota 0,61 0,61 0,09 980,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

Carbón Bocamina SIC Coronel 1,64 1,31 0,16 980,00 519,2 162,9 1.079,6 5,0

Carbón Bocamina2 SIC Coronel 0,91 0,61 0,09 980,00 519,2 162,9 1.079,6 5,0

Carbón SantaMaría SIC Coronel 0,91 0,61 0,09 980,00 519,2 162,9 1.079,6 5,0

Diesel HuascoTG SIC Huasco 2,01 1,61 0,20 778,00 12,1 3,9 1.337,2 5,0

Diesel Taltal2Diesel SIC Taltal 1,50 0,56 0,06 778,00 3,6 1,2 401,7 5,0

Diesel Taltal1Diesel SIC Taltal 1,50 0,56 0,06 778,00 3,6 1,2 401,7 5,0

Diesel HuascoTGIFO SIC Huasco 0,60 0,09 0,06 778,00 12,1 3,9 1.337,2 5,0

Diesel LosVientosTG SIC Llaillay 1,58 0,56 0,06 778,00 104,3 5,1 2.455,1 5,0

Diesel NehuencoDiesel SIC Quillota 0,76 0,01 0,04 778,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

Diesel NehuencoTG9BDiesel SIC Quillota 0,67 0,01 0,04 778,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

Diesel NehuencoIIDiesel SIC Quillota 0,67 0,01 0,04 778,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

Diesel SanIsidroDiesel SIC Quillota 0,60 0,09 0,06 778,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

Diesel SanIsidroIIDiesel SIC Quillota 0,60 0,09 0,06 778,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

Diesel NuevaRencaDiesel SIC Renca 1,01 0,39 0,08 778,00 367,3 543,1 10.220,4 5,0

Diesel Petropower SIC San Vicente 0,97 0,61 0,59 778,00 59,3 2,9 1.396,4 5,0

Diesel Antilhue_TG SIC Valdivia 1,62 0,17 0,03 778,00 514,9 25,3 12.121,9 5,0

Diesel Candelaria1Diesel SIC Codegua 0,60 0,00 0,09 778,00 8,8 0,4 206,4 5,0

Diesel Candelaria2Diesel SIC Codegua 0,49 0,03 0,10 778,00 8,8 0,4 206,4 5,0

Diesel YungayDiesel1 SIC Yungay 0,60 0,09 0,06 778,00 33,7 1,7 792,3 5,0



Diesel Olivos SIC Los Vilos 1,33 0,56 0,06 778,00 17,3 5,5 1.907,0 5,0

Diesel Colmito SIC ConCon 1,76 0,56 0,06 778,00 53,7 2,6 1.263,5 5,0

Diesel LosPinos SIC Cabrero 1,34 0,56 0,06 778,00 64,1 3,1 1.508,9 5,0


36


Diesel SantaLidia SIC Cabrero 1,53 0,56 0,06 778,00 64,1 3,1 1.508,9 5,0

Diesel Trapén SIC Rancagua 1,29 0,56 0,06 778,00 371,1 18,2 8.735,9 5,0

Diesel LosEspinos SIC Los Vilos 0,60 0,09 0,06 778,00 17,3 5,5 1.907,0 5,0

Diesel Teno SIC Teno 1,31 0,56 0,06 778,00 29,4 1,4 692,9 5,0

Diesel Cardones(exT.Amarilla) SIC Copiapo 1,41 0,56 0,06 778,00 36,5 11,7 4.023,4 5,0

Diesel QuinteroDIESELA SIC Quintero 1,01 0,56 0,06 778,00 24,6 1,2 578,6 5,0

Diesel QuinteroDIESELB SIC Quintero 1,01 0,56 0,06 778,00 24,6 1,2 578,6 5,0

Diesel ElPeñón SIC Coquimbo 0,60 0,09 0,06 778,00 46,6 15,0 5.142,1 5,0

Diesel Termopacífico SIC Copiapo 1,33 0,56 0,06 778,00 36,5 11,7 4.023,4 5,0

GNL Taltal2GNL SIC Taltal 1,73 0,00 0,00 400,00 3,6 0,0 0,0 5,0

GNL Taltal2 SIC Taltal 1,73 0,00 0,00 400,00 3,6 1,2 401,7 5,0

GNL Taltal1GNL SIC Taltal 1,73 0,00 0,00 400,00 3,6 1,2 401,7 5,0

GNL Taltal1 SIC Taltal 1,73 0,00 0,00 400,00 3,6 1,2 401,7 5,0

GNL NehuencoGNL SIC Quillota 0,10 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL NehuencoTG9B SIC Quillota 0,11 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL NehuencoTG9BGNL SIC Quillota 0,11 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL NehuencoII SIC Quillota 0,67 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL NehuencoIIGNL SIC Quillota 0,11 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL SanIsidro SIC Quillota 0,20 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL SanIsidroGNL SIC Quillota 0,22 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL SanIsidroII SIC Quillota 0,20 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL SanIsidroIIGNL SIC Quillota 0,22 0,00 0,00 400,00 423,4 20,8 9.967,1 5,0

GNL NuevaRencaGNL SIC Renca 0,25 0,00 0,00 400,00 367,3 543,1 10.220,4 5,0

GNL NuevaRencaFA SIC Renca 0,25 0,00 0,00 400,00 367,3 543,1 10.220,4 5,0

GNL NuevaRenca SIC Renca 1,01 0,00 0,00 400,00 367,3 543,1 10.220,4 5,0

GNL Candelaria1 SIC Codegua 0,20 0,00 0,00 400,00 8,8 0,4 206,4 5,0

GNL Candelaria1GNL SIC Codegua 0,57 0,00 0,00 400,00 8,8 0,4 206,4 5,0

GNL Candelaria2 SIC Codegua 0,20 0,00 0,00 400,00 8,8 0,4 206,4 5,0

GNL Candelaria2GNL SIC Codegua 0,37 0,00 0,00 400,00 8,8 0,4 206,4 5,0

GNL YungayGas1 SIC Yungay 0,20 0,00 0,00 400,00 33,7 1,7 792,3 5,0



GNL QuinteroGNLA SIC Quintero 0,57 0,00 0,00 400,00 24,6 1,2 578,6 5,0

GNL QuinteroGNLB SIC Quintero 0,57 0,00 0,00 400,00 24,6 1,2 578,6 5,0

Carbón Termoeléctrica Andina

SING

Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón + Petcoke Termoeléctrica Andina Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Otro Termoeléctrica Andina Tocopilla S/I S/I S/I S/I 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Petcoke Termoeléctrica Andina Tocopilla 1,42 1,31 0,16 0,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón Termoeléctrica Angamos SING Mejillones 0,61 0,61 0,09 980,00 2,8 0,9 312,1 5,0


37


Carbón Termoeléctrica Angamos SING Mejillones 0,61 0,61 0,09 980,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Carbón Termoeléctrica Tarapacá SING

Iquique 1,42 1,31 0,16 980,00 162,9 52,3 17.969,0 5,0

Fuel Oil Nro. 6 Termoeléctrica Tarapacá Iquique 0,60 0,09 0,06 641,00 162,9 52,3 17.969,0 5,0

Carbón Termoeléctrica Mejillones

SING

Mejillones 1,42 1,31 0,16 980,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Carbón + Petcoke Termoeléctrica Mejillones Mejillones 1,42 1,31 0,16 980,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Fuel Oil Nro. 6 Termoeléctrica Mejillones Mejillones 0,60 0,09 0,06 641,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Carbón Termoeléctrica Mejillones SING

Mejillones 1,42 1,31 0,16 980,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Carbón + Petcoke Termoeléctrica Mejillones Mejillones 1,42 1,31 0,16 980,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Diesel Termoeléctrica Mejillones

SING

Mejillones 0,60 0,09 0,06 778,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Gas Natural Termoeléctrica Mejillones Mejillones 0,20 0,00 0,00 443,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Diesel Termoeléctrica Mejillones Mejillones 0,60 0,09 0,06 778,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Gas Natural Termoeléctrica Mejillones Mejillones 0,20 0,00 0,00 443,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Diesel Diesel Tamaya SING

Tocopilla 0,60 0,09 0,06 778,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Fuel Oil Nro. 6 Diesel Tamaya Tocopilla 0,60 0,09 0,06 641,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón U12

SING

Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón + Petcoke U12 Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Fuel Oil Nro. 6 U12 Tocopilla 0,60 0,09 0,06 641,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón U13

SING

Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0



Carbón U14

SING

Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0



Carbón U15

SING

Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0



Diesel U16

SING

Tocopilla 0,60 0,09 0,06 778,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Gas Natural U16 Tocopilla 0,20 0,00 0,00 443,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Diesel U16 Tocopilla 0,60 0,09 0,06 778,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Gas Natural U16 Tocopilla 0,20 0,00 0,00 443,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Diesel Diesel Tamaya SING Tocopilla 0,60 0,09 0,06 778,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Fuel Oil Nro. 6 Diesel Tamaya SING Tocopilla 0,60 0,09 0,06 641,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Gas Natural TG3 SING Tocopilla 0,20 0,00 0,00 443,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón U12 SING Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón + Petcoke U12 SING Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Fuel Oil Nro. 6 U12 SING Tocopilla 0,60 0,09 0,06 641,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0





38








Diesel U16 SING Tocopilla 0,60 0,09 0,06 778,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Gas Natural U16 SING Tocopilla 0,20 0,00 0,00 443,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Diesel U16 SING Tocopilla 0,60 0,09 0,06 778,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Gas Natural U16 SING Tocopilla 0,20 0,00 0,00 443,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Diesel Atacama

SING

Mejillones 0,60 0,09 0,06 778,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Gas Natural Atacama Mejillones 0,20 0,00 0,00 443,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Diesel Atacama Mejillones 0,60 0,09 0,06 778,00 2,8 0,9 312,1 5,0




Diesel Atacama

SING

Mejillones 0,60 0,09 0,06 778,00 2,8 0,9 312,1 5,0






Carbón Termoeléctrica Hornitos

SING

Mejillones 0,61 0,61 0,09 980,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Carbón + Petcoke Termoeléctrica Hornitos Mejillones 0,61 0,61 0,09 980,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Otro Termoeléctrica Hornitos Mejillones S/I S/I S/I S/I 2,8 0,9 312,1 5,0

Petcoke Termoeléctrica Hornitos Mejillones 0,61 0,61 0,09 0,00 2,8 0,9 312,1 5,0

Carbón Termoeléctrica Norgener

SING

Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón + Petcoke Termoeléctrica Norgener Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Fuel Oil Nro. 6 Termoeléctrica Norgener Tocopilla 0,60 0,09 0,06 641,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón Termoeléctrica Norgener

SING

Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Carbón + Petcoke Termoeléctrica Norgener Tocopilla 1,42 1,31 0,16 980,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

Fuel Oil Nro. 6 Termoeléctrica Norgener Tocopilla 0,60 0,09 0,06 641,00 109,0 35,0 12.023,8 5,0

estimaciÓn de la recaudaciÓn proveniente de un …bajo este esquema el presente documento, por...

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