Santiago, 11 de octubre de 2022 Informe preparado para el Banco Mundial PROPUESTA DE SISTEMA DE CUOTAS DE ENERGÍAS RENOVABLES EN COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y GASEOSOS Y MECANISMOS PARA INCENTIVAR USO DE HIDRÓGENO EN CHILE Autores: Pedro Barria Schulz Miguel Pérez de Arce Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Resumen Ejecutivo Este informe presenta una propuesta de marco regulatorio para implementar una exigencia de cuotas mínimas de energías renovables en el mercado de los combustibles en Chile. Para realizar el diseño se analizaron las experiencias de la Unión Europa, Alemania y el Estado de California (Estados Unidos). Se definieron cuotas indicativas en base a la proyección de demanda energética del Ministerio de Energía y se determinó la infraestructura requerida para producir la demanda de hidrógeno renovable proyectada a 2050 y distribuir el hidrógeno renovable. Principales lineamientos de sistemas de cuotas en Unión Europea y California A continuación, se detallan algunas de las conclusiones que se han levantado por los reguladores de los casos analizados a nivel internacional, respecto a la incorporación de energías renovables en el mercado energético: i) Alcanzar las metas de reducción de emisiones de GEI, a través de la incorporación de energías renovables requiere un cuidadoso equilibrio entre metas, fijación de precios del carbono, normas y medidas de apoyo a los sectores más vulnerables. Una dependencia excesiva de políticas reglamentarias reforzadas daría lugar a cargas económicas innecesariamente elevadas. Por otra parte, la fijación de precios del carbono, ya sea por fijación de parte del Estado o por un Régimen de Comercio de Derechos de Emisión (RCDE), por sí sola no superaría las deficiencias persistentes del mercado ni las barreras no relacionadas con el mercado, tales como el proceso de aprobación de los proyectos requeridos o la necesidad de estándares para un despliegue de infraestructura de recarga para nuevas energías. ii) La infraestructura de distribución es uno de los factores claves para el despliegue de las energías renovables (electricidad o hidrógeno) y requiere apoyo del Estado en las primeras etapas. La experiencia internacional muestra que en este ámbito se requiere un fuerte impulso del Estado, para generar las condiciones mínimas que permitan a los usuarios el desplazamiento con vehículos que utilizan las nuevas energías. Para aportar financiamiento, el Estado exige ciertas condiciones mínimas, tales como asegurar suministro o ubicación en ciertas áreas geográficas, entre otras. iii) Tanto Europa como California utilizan una base cuantitativa para definir las metas de reducción de emisiones y las medidas de mitigación que implementarán en cada sector que genera las emisiones de GEI. En el caso de Europa se trata del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, con un ciclo de planificación de 10 años, mientras que en California se denomina “Scoping Plan” con un ciclo de planificación cada 5 años. A través de estos planes cuantitativos, se fijan los objetivos que se establecerán como metas de incorporación de energías renovables, considerando entre otros factores, los costos marginales de reducción de las emisiones de GEI, las metas en cada uno de los distintos sectores de la economía, así como la factibilidad técnica y consideraciones de aseguramiento del abastecimiento energético. I Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile iv) En Europa se ha observado que los sectores no cubiertos por el RCDE han mostrado menor avance en la reducción de emisiones de GEI, en comparación con los que si están incluidos.1 El RCDE entró en operación en 2005 e incorporó los siguientes sectores: Actividades energéticas (Instalaciones de combustión con una potencia térmica nominal superior a 20 MW, Refinerías de petróleo, Coquerías); Producción y transformación de metales férreos; instalaciones de fabricación de cemento, vidrio, productos cerámicos; Instalaciones industriales destinadas a fabricación de papel y cartón con una capacidad de producción de más de 20 toneladas diarias. Europa está incorporando al RCDE a sectores como el transporte, edificios, el sector marítimo y aviación, los que inicialmente no estaban considerados. Propuesta de marco regulatorio para sistema de cuotas en Chile Basados en el levantamiento de la experiencia internacional, la propuesta del marco regulatorio para implementar un sistema de cuotas en Chile contempla establecer un mínimo de energía renovable para los sectores de transporte terrestre por carretera y ferroviario (en adelante transporte o TTCF) y minería. Al igual que lo definido en los marcos regulatorios de Europa y California, se propone que el responsable de cumplir con el mínimo de energía renovable para el sector transporte sea el proveedor de energía, entendiéndose como proveedor el primer vendedor de la energía en el mercado de combustibles en el país.2 En el caso de la minería se propone que los responsables de cumplir con la cuota de energía renovable sean los consumidores finales, quienes tienen la opción de elegir la fuente de abastecimiento de energía renovable que mejor se ajuste a las necesidades del proceso. La cuota será exigida a cada empresa proveedora de la energía del sector transporte y a todas aquellas que desempeñan actividades en el sector minero. Como referencia la Ley de Eficiencia Energética, establece que sólo estarán sujetas a dicha regulación, las empresas que registren un consumo igual o superior a 50 Tera calorías por año. Tomando como referencia este criterio, para el caso de las empresas mineras, se debería definir un umbral de consumo mínimo de energía para aplicar esta regulación. El objetivo es aplicar el marco regulatorio a la mediana y gran minería, y aquellas empresas de la cadena de valor de alto consumo energético. Este sistema de cuotas de energías renovables en combustibles (en recuadros verdes en la Figura 1), se complementa con las demás medidas que ya se están implementando en Chile, para alcanzar la carbono neutralidad al 2050 y con otras que se podrían implementar a futuro como el sistema cap and trade para los sectores de generación de energía eléctrica e industria. 1 Report from the commission to the European Parliament and the Council on the Functioning of the European Carbon Market in 2020 pursuant to Articles 10(5) and 21(2) of Directive 2003/87/EC (as amended by Directive 2009/29/EC and Directive (EU) 2018/410) 2 El primer vendedor se refiere a quien realiza la primera venta en el país al mercado de combustibles (es decir, el combustible que cumple la normativa nacional). II Es el mismo concepto que se utiliza para el pago del impuesto específico a los combustibles. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Figura 1: Cadena de Valor de Energía vs Estrategias de Control de GEI. Fuente: Elaboración propia. Para efectos de ser contabilizada en el cumplimiento de la cuota mínima, se entenderá por energía renovable aquella que cumpla con los requisitos mínimos de sostenibilidad exigidos en la futura normativa. Entre los criterios a exigir se debe considerar: • Un mínimo de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) del ciclo de vida3 respecto del combustible fósil que reemplaza. La normativa deberá definir para los energéticos renovables más comunes una reducción según su vía de producción para su uso en Chile. Proveedores que comercialicen energéticos renovables distintos podrán demostrar ante la autoridad regulatoria, la reducción de GEI del ciclo de vida de su energético propuesto. • El cumplimiento de criterios de sostenibilidad relacionados con la protección de tierras de elevado valor en cuanto a biodiversidad, tierras con elevadas reservas de carbono, y deberán demostrar que no generan cambio indirecto del uso de la tierra. La verificación de estas condiciones podrá estar a cargo de entidades del Estado o entidades privadas, llamadas Organismos de Certificación, que serán las encargadas de emitir los certificados correspondientes. El marco regulatorio debe considerar flexibilidad en el cumplimiento de las cuotas mínimas de energía renovable y penalización en el caso de incumplimiento. Se recomienda que cualquier empresa incluida en el sistema de cuotas de energías renovables, pero que no esté cumpliendo la exigencia pueda: • con un límite del 50% de su exigencia, postergar hasta en 6 meses la acreditación de la obligación que le corresponda al término de un año calendario 3 Ciclo de Vida: debe considerar las emisiones de GEI (gases de efecto invernadero) desde el lugar de su producción hasta el uso final del energético. No se III tendrán en cuenta las emisiones procedentes de la fabricación de maquinarias y equipos. Se deberá considerar las reducciones de emisiones de GEI derivadas de la captura y almacenamiento de CO2, en caso de existir. En todos los casos se debe considerar la misma metodología. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile • acreditar cumplimiento en base a energía renovable comercializada el año anterior o adquiriendo excedentes de cumplimiento de otra compañía. El proveedor que no acredite el cumplimiento de la obligación del porcentaje mínimo de energía renovable sostenible al 1 de marzo siguiente al año calendario correspondiente, deberá pagar un cargo en UTM por cada MWh de déficit respecto de su obligación. El monto que se aplicará podrá ser determinado por un panel de expertos, que deberá ponderar todos los factores del incumplimiento, para definir el monto efectivo de la multa. A modo de referencia, en el Estado de California4 la multa que se establece por incumplimiento de su normativa de energías renovables considera un monto máximo es de hasta 2,4 UTM por cada MWh de déficit respecto de su obligación, equivalente a 156 dólares por cada MWh. Cuotas de energías renovables en combustibles líquidos y gas natural Las propuestas de cuotas de energías renovables, que se presentan en este informe, para los sectores TTCF y minería, tienen carácter indicativo y pueden ser definidas en mayor detalle a través de un análisis cuantitativo específico. Las cuotas de energía renovable y los plazos, en los cuales se proyecta cumplir, corresponden a una aplicación del marco regulatorio propuesto considerando como base la proyección de demanda energética del escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad de la Planificación Energética de Largo Plazo 2023-2027 del Ministerio de Energía. Para el año 2030 las proyecciones PELP indican que la cuota de energía renovable en el sector TTCF podría alcanzar a 4,1%, mientras que en el sector minería alcanzaría a 41,1%. En caso de implementarse en su totalidad todas las medidas contempladas en el escenario de diseño de cuotas (Rumbo a la Carbono Neutralidad) de la proyección de la PELP 2023-2027, incluidas las cuotas de energía renovables en el sector combustibles, se estima que se podrían obtener reducciones de emisiones de hasta 54% al año 2050, con respecto a la línea de base del año 2018. Las cifras definitivas de las cuotas deben determinarse en base a un análisis cuantitativo específico, considerando el criterio de costo- efectividad, tal como lo establece la Ley de Cambio Climático. En dicho análisis se debe determinar, entre otros aspectos, el costo medio y el costo marginal de las cuotas mínimas propuestas para los sectores TTCF y minería, la disponibilidad proyectada de las tecnologías que permitan el uso de las energías renovables, y la disponibilidad de los energéticos renovables. Por último, se debe considerar el aporte de las partes interesadas a través de mesas de trabajo. Respecto de la cuota de energía renovable para gas natural, se recomienda promover el uso de biogás y en caso de considerarse el uso de hidrógeno renovable este no debería sobrepasar el 5% de la mezcla. La recomendación es que la incorporación de energía renovable en el gas natural se realice fomentando el desarrollo del biogás teniendo en cuenta que el biogás generado a partir de rellenos sanitarios o biomasa con posterior tratamiento, alcanza características similares al gas natural en términos de composición química y poder calorífico, lo que permite una mezcla sin límites con el gas natural fósil. Además, en el caso de los rellenos sanitarios, se captura el metano que en el caso sin captura se emitiría a la atmósfera. Si se toma la decisión de incorporar hidrógeno renovable en el gas natural, nuestra recomendación es que la mezcla no exceda al 5% como máximo, alineado 4 Low Carbon Fuel Standard Regulation, Title 17, California Code of Regulations (CCR), section 95494 Violations. IV 5 COM(2021) 803 final. DIRECTIVA DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO relativa a normas comunes para los mercados interiores del gas natural y los gases renovables y del hidrógeno Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile con lo propuesto por la UE5. Adicionalmente, se debe analizar en mayor profundidad el impacto de una exigencia de mezcla de componentes de bajas emisiones de GEI en los precios relativos del gas natural, respecto de otros energéticos. Se debería privilegiar el uso del hidrógeno renovable, en aquellos sectores donde presenta claras ventajas y que corresponde a los sectores de la economía más difíciles de descarbonizar, tales como: materias primas industriales, la fabricación de acero, cemento, el transporte pesado, ferrocarril, aviación y transporte marítimo. Desde el punto de vista de las emisiones de GEI el gas natural es uno de los combustibles fósil con menores emisiones de CO2/MJ por lo que su reemplazo con alternativas de bajas emisiones (biogás o hidrógeno renovable) tiene un menor impacto en términos de las reducciones de emisiones de GEI. Aun así, en caso de imponerse una cuota para el gas natural, se recomienda priorizar la utilización de biogás. Sistema de información y marco institucional para sistema de cuotas en Chile La aplicación del sistema de cuota requiere implementar una serie de procesos que permitan disponer de un sistema de información y control. El primer proceso corresponde a la determinación de la meta de cuota de energía renovable, en el cual se propone que participen el Ministerio de Energía y el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. La determinación de la cuota debe ser revisada junto con los planes quinquenales de planificación energética y medio ambiente. En un segundo proceso corresponde fiscalizar todos los procesos involucrados en el cumplimiento de la cuota de energía renovable, lo cual se propone que esté a cargo de la SEC. Debe considerarse que existen otros procesos involucrados en el sistema de cuota, tales como: establecer un Registro de Acreditación y Participación y el Traspaso de Excedentes de cumplimiento de la exigencia mínima. Para llevar a cabo la implementación del sistema de cuotas es necesario contar con un marco institucional con la participación coordinada del sector público y privado. En relación con el sector público, es fundamental considerar la participación del Ministerio de Energía, junto con el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad y la SEC. Los dos primeros deberán determinar las cuotas mientras que la SEC tiene un rol de fiscalizar y sancionar a través de una multa, si el caso lo amerita. Como parte del sector privado, participarían un Panel de Expertos, los Proveedores de Energía al sector transporte, Empresas Mineras, Organizaciones Certificadoras y la Agencia Coordinadora de Atributos Renovables (cuya creación se propone). El Panel de Expertos, quien tiene total independencia, colabora en la interpretación de la normativa y en la resolución de diferencias entre las partes involucradas. Tanto los Proveedores de Energía para el sector transporte como las empresas Mineras tienen la responsabilidad de cumplir con la cuota de energía renovable. Los Organismos Certificadores tienen la función de certificar el atributo renovable que dice relación con el porcentaje de reducción de emisiones y certificar la acreditación del cumplimiento de la cuota. La Agencia Coordinadora de Atributos Renovables tiene la función de emitir, intermediar traspasos de excedentes y cancelar atributos renovables. V Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Medidas Complementarias para implementación de sistema de cuotas en Chile El marco regulatorio de cuotas de energías renovables debe complementarse con un conjunto de medidas que permitan avanzar en la incorporación de las energías renovables en los distintos sectores generadores de las emisiones de GEI. Por un lado, es necesario avanzar en la adecuación de las normas de especificaciones de calidad de gasolina y diésel, para permitir la mezcla de mayores volúmenes de combustibles renovables, por ejemplo, hasta 10% de bioetanol en gasolinas con rebasamiento en la presión de vapor, o hasta 7% de biodiesel en diésel.6 Por otra parte, es menester apoyar programas de desarrollo de nuevos energéticos renovables que se podrían producir en Chile y que han presentado altas tasas de crecimiento en California y Alemania, tales como biocarburantes avanzados, diésel renovable y biogás. También se debe avanzar en normativa que permita limitar las emisiones de GEI de los vehículos nuevos, lo que es una condición necesaria para avanzar en la reducción de las emisiones del sector, junto con la definición de estándares mínimos para la infraestructura de distribución. A modo de referencia en la UE7 se definió que las estaciones de recarga de hidrógeno de acceso público deben tener: capacidad mínima de 2 t/día; equipadas con al menos un dispensador de 700 bares; situadas a una distancia máxima de 150 km entre ellas, en las carreteras troncales prioritarias definidas por la autoridad; se suministrará hidrógeno líquido en estaciones de repostaje de acceso público situadas a una distancia máxima de 450 km entre ellas. Finalmente, considerando la experiencia de la UE, que ha propuesto como objetivo avanzar hacia impuestos específicos basados en contenido energético y desempeño ambiental, se propone modificar los impuestos específicos actuales que se muestran en la siguiente tabla. Tabla 1: Impuestos a los combustibles vigentes en Chile y su equivalencia en unidad energética Fuente: Elaboración propia en base a la información que se indica e impuestos vigentes en Chile para combustibles. Combustible Impuesto Específico actual para los Combustibles UTM/m3 euros/GJ Gasolina Vehicular 6,0 12,03 Diesel 1,5 2,67 Gas Licuado Vehicular 1,4 3,89 Gas Natural Vehicular 1,93 (*) 3,52 (*) UTM/1000 m3 Nota: Se considera valor de UTM del mes de agosto de $58.772 y tipo de cambio promedio del mes de agosto de 0,9874 euros/dólar. La propuesta de la UE es avanzar hacia valores de impuestos específicos para los combustibles desde 10,75 euros/GJ para el diésel o gasolina en un extremo hasta 0,15 euros/GJ para biogás, hidrógeno renovable o electricidad, tal como se muestra en la siguiente tabla.8 6 Directiva 98/70/CE en la cual se muestra en Anexo I las especificaciones para gasolinas y en Anexo II las especificaciones para diésel. 7 COM(2021) 559 final. REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO relativo a la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos y por el que se deroga la Directiva 2014/94/UE del Parlamento Europeo y del Consejo VI 8 https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/es/qanda_21_3662; Revisión de la Directiva sobre fiscalidad de la energía (DFE) Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 2: Esquema de impuestos a combustibles propuestos por UE en base a desempeño ambiental. Fuente: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/es/qanda_21_3662; Revisión de la Directiva sobre fiscalidad de la energía (DFE). Energético Impuesto Combustibles fósiles convencionales, 10,75 euro/GJ cuando se utilicen como como el gasóleo, la gasolina y los carburante de automoción y 0,9 euro/GJ biocombustibles no sostenibles cuando se utilicen para calefacción Gas Natural, GLP y los combustibles no 7,17 euro/GJ (2/3 * Fósil) cuando se renovables de origen no biológico, que, utilice para carburante de automoción aunque son de origen fósil, pueden seguir y 0,6 euro/GJR cuando se utilice para prestando apoyo a la descarbonización a calefacción corto y medio plazo 5,38 euro/GJ (½ * Fósil) cuando se Biocarburantes sostenibles, pero no utilicen como carburante de automoción avanzados y 0,45 euro/GJ cuando se utilicen para calefacción. Electricidad, independientemente de su uso; los biocarburantes sostenibles 0,15 euro/GJ avanzados; el biogás se aplicará el tipo mínimo más bajo; combustibles renovables de origen no biológico, como el hidrógeno renovable Hidrógeno con bajas emisiones de 0,15 euro/GJ durante un período carbono y los combustibles conexos transitorio de 10 años Diseño de infraestructura para producción y distribución de hidrógeno renovable Para producir y distribuir los 2,0 millones de toneladas por año de hidrógeno renovable proyectadas al 2050 por la PELP 2023-2027, se estiman necesidades de inversión (CAPEX) en infraestructura de 61.840 millones de dólares (MUSD) a desarrollarse entre los años 2024 al 2050. Para el diseño preliminar de la infraestructura, se consideró la distribución de la demanda de hidrógeno renovable a lo largo del país, concentrándose ésta en un 42% entre las regiones de Valparaíso y Biobío y se consideró además que el sector del transporte mediano/pesado representa un 64% del consumo total de hidrógeno. También se consideró que existe capacidad de generación eléctrica renovable en todas las regiones del país, siendo la principal fuente de abastecimiento la energía solar fotovoltaica ubicada en la Región de Antofagasta. Sobre esta base se diseñó una infraestructura consistente en plantas de electrólisis, conectadas a plantas de generación de energía solar fotovoltaica y eólica, distribuidas a lo largo del país con una capacidad instalada de 21.620 MW al año 2050 para cubrir las demandas de hidrógeno regionales. VII Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 3: Capacidad total instalada de electrólisis en cada año 2025 – 2050: Escenario Diseño de Cuota. Fuente: Elaboración propia. Región 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Arica y Parinacota 400 600 1.000 1.000 Tarapacá 300 1.000 1.600 2.000 2.400 Antofagasta 100 600 2.000 4.200 6.600 9.300 Atacama 1.200 2.800 2.600 3.300 Coquimbo 100 400 400 400 400 Valparaíso 200 600 600 600 600 Metropolitana 100 660 1.120 1.120 1.120 1.120 O´Higgins 100 400 400 400 400 Maule 140 540 540 540 540 Biobío 40 300 700 700 700 700 Araucanía 120 220 220 220 220 Los Ríos 20 220 220 220 220 Los Lagos 20 80 480 480 480 480 Aysén 20 100 200 220 300 Magallanes 20 120 220 340 480 640 Total MW 280 2.760 9.600 13.420 17.580 21.620 Dada la disponibilidad limitada de energía renovable en la zona de mayor consumo de hidrógeno, se requiere además un centro de producción de hidrógeno renovable de 15.000 MW localizado en la Región de Antofagasta con entrada en operación hacia el 2035 destinado principalmente a suplementar el abastecimiento a la zona central. Tabla 4: Capacidad total suplementaria instalada de electrólisis en cada año 2035 – 2050: Escenario Diseño de Cuota. Fuente: Elaboración propia. Región 2035 2040 2045 2050 Antofagasta para Zona Central 1.000 6.000 11.000 15.000 Total MW 1.000 6.000 11.000 15.000 El hidrógeno producido por este proyecto sería transportado por un gasoducto dedicado de 1.500 km desde la Región de Antofagasta hasta la Región Metropolitana, donde se conectaría a un gasoducto de distribución de 500 km que cubriría hasta la Región del Biobío. Este proyecto debiera comenzar su desarrollo en los años 2025-2026 con los estudios de prefactibilidad en una primera etapa, seguido de una segunda etapa (2027 al 2030) cubriendo ingeniería básica, solicitud de concesiones, declaración de impacto ambiental y su aprobación, para continuar en el año 2031 con el proceso de licitación de la construcción, ejecutando ésta en los años 2032 al 2034. El CAPEX total acumulado desde el año 2024 al 2050 para la infraestructura de producción, transporte y distribución primaria de hidrógeno renovable asciende a 55.093 MUSD. VIII Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile La distribución final para el transporte mediano/pesado de carga consistiría de estaciones de carga de hidrógeno (alrededor de 1.360 estaciones) abastecidas por tube trailers con hidrógeno comprimido (alrededor de 2.100 camiones), con un CAPEX total de 6.747 MUSD. Tabla 5: Número de estaciones de carga de hidrógeno al 2050. Fuente: Elaboración propia. Estaciones de Carga Interurbanas Estaciones de Carga Urbanas Región 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Arica y Parinacota 0 1 7 12 16 20 1 3 15 25 34 39 Tarapacá 1 3 12 21 29 36 0 1 6 10 13 15 Antofagasta 1 6 34 58 79 97 0 3 16 27 35 41 Atacama 1 4 25 46 64 81 0 3 13 21 28 34 Coquimbo 1 3 19 33 45 56 0 2 9 15 20 24 Valparaíso 1 5 20 48 63 76 0 3 14 22 28 31 Metropolitana 2 12 63 103 135 161 1 6 32 50 62 70 O´Higgins 1 5 26 44 61 75 0 2 12 20 26 31 Maule 1 5 28 46 63 76 0 3 13 22 28 32 Biobío 2 7 33 53 69 81 0 3 16 25 30 34 Araucanía 1 2 11 19 24 29 0 1 6 9 11 12 Los Ríos 1 2 12 20 29 35 0 1 6 10 12 15 Los Lagos 1 4 22 39 53 67 0 2 11 18 24 28 Aysén 1 1 4 8 11 14 0 0 2 3 4 5 Magallanes 1 2 9 17 26 35 0 0 4 8 11 14 Total MW 16 62 334 567 767 939 2 33 175 285 366 425 Así el CAPEX total requerido sería de 55.093 millones de dólares para la producción y distribución primaria del hidrógeno renovable y 6.747 millones de dólares para las estaciones de carga y camiones de distribución enterando un total de 61.840 millones de dólares. Para la infraestructura de producción, transporte y distribución primaria de hidrógeno renovable, el OPEX del año 2050 sería de 1.095 MUSD para una producción de 2,0 millones de toneladas por año de hidrógeno. Debido a la variabilidad de las distancias que deberían recorrer los camiones de transporte de hidrógeno (tube trailers) y la variedad de configuraciones de las estaciones de carga de hidrógeno, no se realizaron estimaciones de los costos de operación de los camiones, ni de las estaciones de carga de hidrógeno. Para ello se requiere un análisis detallado. IX Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile El precio con el cual el hidrógeno renovable podría llegar al consumidor final, en el largo plazo, es competitivo con los precios actuales de los combustibles fósiles, antes de considerar todas las externalidades positivas asociadas al hidrógeno renovable producido en Chile. Para el hidrógeno renovable producido en la Región de Antofagasta y transportado a la zona central, en el año 2050, se estima un costo nivelado de 3,05 USD/kg puesto en la Región Metropolitana y de 4,89 USD/kg a la salida de la estación de carga, para el período 2035 a 2050. Este es equivalente a un precio de 763 USD/m3 de diésel antes de impuesto, en la Región Metropolitana, lo cual estaría por debajo del costo del diésel distribuido en dicha región en el período enero-abril 2022. Como referencia se puede mencionar que en el período enero-abril de 2022 el precio promedio del Brent alcanzó 101 USD/Bbl, en este escenario el precio de paridad de importación del diésel en Refinería Aconcagua alcanzó a 854 USD/m3. Al agregar el margen de distribución publicado por CNE para el diésel y el transporte por oleoducto desde Refinería Aconcagua a Maipú se obtiene un precio de 959 USD/m3. Todo lo anterior valida la necesidad de continuar apoyando desde el Estado el proceso de integración de energía renovables en la matriz energética de Chile, incluyendo la introducción del hidrógeno renovable. Esto debe hacerse a través de un esfuerzo coordinado de programas de incentivo y la implementación de un sistema de cuotas de energías renovables, considerando una meta propia para la incorporación de hidrógeno, que permita acelerar este proceso de descarbonización de la economía de Chile. Este marco regulatorio de un sistema de cuotas de energías renovables sería complementario al mercado de exportación de hidrógeno renovable, debido al aprendizaje que se podría generar en el mercado local, en el sistema de aprobación de proyectos y de regulación que podría ser utilizado en forma posterior por los proyectos de exportación. Por otra parte, la disponibilidad de hidrógeno renovable a costos más competitivos asociado al mercado de exportación acelerará el despliegue del hidrógeno verde en las distintas aplicaciones en Chile. X Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Abreviaciones AB Ley de la Asamblea de California. FiT feed-in tariff, (precio fijo garantizado). MsbG Ley de Operación de Puntos de Medición de Alemania. ARFVTP Programa de Tecnología Vehicular y FUC combustibles bajo el Cap (fuels under the Combustibles Alternativos y Renovables de Cap) del programa de “Cap and Trade” de NDC Contribuciones Determinadas a Nivel la CARB, también conocido como Programa California. Nacional. de Transporte Limpio. G Giga (109). NG gas natural. BEV vehículo de emisión cero con batería eléctrica (battery electric vehicle). GDP producto interno bruto (gross domestic NHTSA Administración Nacional de Seguridad del product). Tráfico en las Carreteras de Estados Unidos. B20 diésel con 20 % de contenido de biodiesel. GEI gases de efecto invernadero. OMC Organización Mundial del Comercio. B100 biodiesel. GFO oportunidad de financiamiento (grant PAC Política Agrícola Común de la UE. CARB Junta de Recursos del Aire de California funding opportunity) de California por (California Air Resources Board). medio de la CEC. PG&E compañía Pacific Gas and Electric de California. CARFG3 gasolina de California. GGRF Fondo de Reducción de Gases de Efecto Invernadero del estado de California. PHEV vehículo híbrido enchufable, con batería CEC Comisión de Energía de California eléctrica y motor de combustión interna (California Energy Commission). GHG gases de efecto invernadero (greenhouse (plug-in hybrid electric vehicle). gas). CI intensidad de carbono. PIB Producto Interno Bruto. GJ Giga Joule. CNG gas natural comprimido. PNIEC Plan Nacional Integrado de Energía y Clima GWP potencial de calentamiento global (global definido en Directiva 2018/2001/CE cpg centavos por galón. warming potential), es una medida de cuánta energía absorberán las emisiones de RCDE Régimen de Comercio de Derechos de CPI índice de precios al consumidor de Estados 1 tonelada de un gas durante un período Emisión. Unidos. de tiempo determinado, en relación con RNG gas natural renovable (renewable natural CPQ Climate Protection Quota las emisiones de 1 tonelada de dióxido de gas). carbono (CO2). CPUC Comisión de Servicios Públicos de RPS estándar de cartera de renovables California. H2V Hidrógeno Renovable. (renewable portfolio standard) de California. CVRP Programa de Reembolso de Vehículos HRI infraestructura de carga de hidrógeno para RED Hace referencia a la directiva 2009/28/ Limpios de California. vehículos (hydrogen refueling infrastructure). CE relacionada con el despliegue de las DC corriente continua (direct current). HVIP Programa de incentivo de cupones para energías renovables en el período 2011 a camiones y autobuses híbridos y de cero 2020. EEG Ley de Fuentes de Energía Renovable de emisiones de California. RED II Hace referencia a la directiva 2018/2001/ Alemania. IC Intensidad de carbono, se define como las CE relacionada con el despliegue de las EER razón económica energética, significa energías renovables en el período 2021 a emisiones de GEI durante la ruta del largo el valor adimensional que representa la 2030. del ciclo de vida del combustible dividido eficiencia de un combustible utilizado en un por la cantidad de energía entregada. Se SAF combustible de aviación sintético. sistema de propulsión en comparación con expresa como gramos de CO2 eq. por un combustible de referencia. Mega Joule (gCO2 eq./MJ). SB Ley del Senado de California. EIA Administración de la Información de Energía IPCC Grupo Intergubernamental de Expertos t tonelada. de Estados Unidos (Energy Information sobre el Cambio Climático. Administration). Tcal Tera calorías k Mil (103). EPA Agencia de Protección Ambiental de TTCF Sector Transporte Terrestre Carretero y Estados Unidos. KWKG Ley de Energía y Calor Combinados de Ferroviario. Alemania ERECPC Escenario de Recuperación Económica Post UCO aceite de cocina usado, materia prima para Covid. LCFS estándar de combustible de bajo carbono la producción de diésel renovable. (low carbon fuel standard). ERCN2050 Escenario Rumbo a la Carbono UST tarifa de estanques subterráneos de Neutralidad al 2050. LEV vehículos de emisiones bajas. almacenamiento (Underground Storage Tank Fee). ETEA Escenario de Transición Energética LNG gas natural licuado. Acelerada. UE Unión Europea, es una unión económica LRT herramientas de reportes del programa y política única entre veintisiete países EU_ETS Sistema de Comercialización de Emisiones LCFS de California. europeos. de la Unión Europea. LRT-CBTS herramienta de informes del LCFS y el UTCUTS se refiere a Uso de la Tierra, Cambio de Uso EV vehículo eléctrico. Sistema de Transferencia y Banco de de la Tierra y Silvicultura (LULUCF, en inglés). Créditos del programa LCFS de California. E10 gasolina con 10 % en volumen de contenido W Watts de etanol. MACF Mecanismo de ajuste por carbono en frontera (MACF) ZEV vehículo de cero emisión (zero emission FCI infraestructura de carga eléctrica rápida (fast vehicle). charging infrastructure). M Millón (106). FCV vehículo de emisión cero, con celda de MUSD Millón de dólares combustible de hidrógeno (fuel cell vehicle). MJ mega joule. FFV vehículo de combustibles flexibles, que pueden operar con gasolinas con Mtep Millones de toneladas equivalentes de contenidos de 51 a 83 % volumen de etanol. petróleo. XI Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Definiciones en base a normativa europea9 Aceite vegetal puro: aceite obtenido a partir de plantas oleaginosas industriales y municipales de origen biológico. mediante presión, extracción o procedimientos comparables, Biomasa agrícola: la biomasa producida en la agricultura. crudo o refinado, pero sin modificación química, cuando su uso sea compatible con el tipo de motor y las exigencias correspondientes Biomasa forestal: la biomasa producida en la silvicultura. en materia de emisiones. Biometanol: metanol producido, para uso como biocarburante, a Agencia Coordinadora de Atributos Renovables: tiene la función partir de biomasa. de emitir, intermediar traspasos de excedentes y cancelar atributos renovables. BioMTBE»(metil ter-butil éter): combustible producido a partir del biometanol. La fracción volumétrica de bioMTBE que se computa Biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa con bajo como biocarburante es del 36 %. riesgo de cambio indirecto del uso de la tierra: los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa cuyas materias primas Cambio Indirecto en el Uso de Suelo (Indirect Land Use Change, hayan sido producidas en el marco de regímenes que eviten los ILUC): cuando los biocombustibles se producen en tierras efectos de desplazamiento de los biocarburantes, biolíquidos agrícolas existentes, la demanda de alimentos y cultivos forrajeros y combustibles de biomasa producidos a partir de cultivos permanecen, y pueden llevar a que alguien produzca más alimentarios y forrajeros mediante la mejora de las prácticas alimentos y forrajes en algún otro lugar. Esto puede implicar un agrícolas, así como mediante la plantación de cultivos en zonas cambio en el uso de la tierra (cambiando, por ejemplo, de bosque que no estaban destinadas previamente a tal fin, y que hayan a tierra agrícola), lo que implica que una cantidad sustancial de sido producidos de acuerdo con los criterios de sostenibilidad emisiones de CO2 se liberan en la atmósfera. establecidos en el artículo 29 de la Directiva 2018/2001/CE para Carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa. biológico: los combustibles líquidos o gaseosos que se utilizan en Biocarburante: combustible líquido o gaseoso para transporte el sector del transporte distintos de los biocarburantes y el biogás, producido a partir de biomasa. y cuyo contenido energético procede de fuentes renovables distintas de la biomasa; (artículo 2, punto 36, de la Directiva (UE) Biocarburantes avanzados: los biocarburantes producidos a partir 2018/2001). de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte A de la Directiva 2018/2001/CE; que incluye entre otras: algas y fracciones Ciclo de Vida: debe considerar las emisiones de GEI (gases de de biomasa no apta para la cadena alimenticia y estiércol. efecto invernadero) desde el lugar de su producción hasta el uso final del energético. No se tendrán en cuenta las emisiones Biocarburantes sintéticos: hidrocarburos sintéticos o sus mezclas, procedentes de la fabricación de maquinarias y equipos. Se deberá producidos a partir de biomasa. considerar las reducciones de emisiones de GEI derivadas de la captura y almacenamiento de CO2, en caso de existir. En todos los Biodiésel: éster metílico, producido a partir de aceite vegetal casos se debe considerar la misma metodología. o grasa animal, de calidad similar al diésel para su uso como biocarburante. Contenido energético: el valor calorífico inferior de un combustible. Biodimetiléter: dimetiléter producido, para uso como Combustibles de biomasa: los combustibles gaseosos o sólidos biocarburante, a partir de biomasa. producidos a partir de biomasa. BioETBE (etil ter-butil éter): ETBE producido a partir de bioetanol. Combustibles de carbono reciclado: combustibles de carbono La fracción volumétrica de bioETBE que se computa como reciclado tal como se definen en el artículo 2, punto 35, de la biocarburante es del 47 %. Directiva (UE) 2018/2001: los combustibles líquidos y gaseosos producidos a partir de flujos de residuos líquidos o sólidos de Bioetanol: etanol producido, para uso como biocarburante, a partir origen no renovable que no son adecuados para la valorización de de biomasa o de la fracción biodegradable de los residuos. materiales que cumpliendo el artículo 4 de la Directiva 2008/98/ Biohidrógeno: hidrógeno producido a partir de biomasa y/o a CE, o a partir de gases residuales de proceso y gases de escape partir de la fracción biodegradable de los residuos para su uso de origen no renovable producidos como consecuencia inevitable como biocarburante. e involuntaria del proceso de producción en instalaciones industriales. Biogás: combustible gaseoso producido a partir de la biomasa y/o a partir de la fracción biodegradable de los residuos y que puede Cultivos ricos en almidón: los cultivos que incluyen, principalmente, ser purificado hasta alcanzar una calidad similar a la del gas natural, cereales (con independencia de si se aprovechan solo los granos o para uso como biocarburante, o gas de madera. la planta entera como en el maíz verde), los cultivos de tubérculos y raíces (como la patata, el tupinambo, el boniato, la yuca y el ñame), Biolíquido: un combustible líquido destinado a usos energéticos y los cultivos de cormos (como la malanga y la colocasia). distintos del transporte, incluidas la electricidad y la producción de calor y frío, producido a partir de biomasa. Cultivos alimentarios y forrajeros: cultivos ricos en almidón, cultivos azucareros o cultivos oleaginosos producidos en suelos Biomasa: la fracción biodegradable de los productos, desechos y agrícolas como cultivo principal, excluidos los desechos, los residuos de origen biológico procedentes de actividades agrarias residuos o los materiales lignocelulósicos y los cultivos intermedios (incluidas las sustancias de origen vegetal y de origen animal), (como los cultivos intercalados y los cultivos de cobertura), siempre de la silvicultura y de las industrias conexas, incluidas la pesca y que la utilización de dichos cultivos intermedios no provoque un la acuicultura, así como la fracción biodegradable de los residuos incremento de la demanda de terrenos. 9 Memo EU 2012 (Fuente: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/MEMO_12_787) XII Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Energéticos renovables: considera combustibles renovables y la de pasto y cultivos de cobertura los pastos temporales, sembrados electricidad generada de fuentes renovables, que se usan con fines por un período corto, que comprenden una mezcla de hierba y para abastecer el mercado de energía. leguminosas con bajo contenido de almidón para servir de forraje para ganado y mejorar la fertilidad del suelo a fin de obtener un Energías renovables: energía procedente de fuentes renovables. mayor rendimiento de los principales cultivos herbáceos. Energía procedente de fuentes renovables: la energía procedente NDC: Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional, son de fuentes renovables no fósiles, es decir, energía eólica, solar, compromisos voluntarios de los países, tras la firma del Acuerdo aerotérmica, geotérmica, hidrotérmica y oceánica, hidráulica, de París, con el objetivo de reducir la emisión de gases de efecto biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y invernadero. biogás. Obligación de utilizar energías renovables: un sistema nacional Garantía de origen: un documento electrónico cuya única función de apoyo que obliga a los productores de energía a incluir un es demostrar a un consumidor final que una cuota o cantidad determinado porcentaje de energía procedente de fuentes determinada de energía se ha obtenido a partir de fuentes renovables en su producción, a los proveedores de energía a renovables conforme a lo establecido por el artículo 3, apartado incluir un determinado porcentaje de energía procedente de 6, de la Directiva 2003/54/CE. En este apartado se indica que fuentes renovables en su oferta o a los consumidores de energía los Estados miembros garantizarán que los suministradores a utilizar un determinado porcentaje de energía procedente de de electricidad indiquen en las facturas, o junto a ellas, y en la fuentes renovables. Ello incluye los sistemas en los cuales esas documentación promocional puesta a disposición de los clientes obligaciones pueden cumplirse mediante el uso de «certificados finales: a) la contribución de cada fuente energética a la mezcla verdes». global de combustibles de la empresa durante el año anterior; b) por lo menos la referencia a fuentes de información existentes, Organismos Certificadores: tienen la función de certificar el atributo como páginas web, en las que esté disponible para el público renovable que dice relación con el porcentaje de reducción de información sobre el impacto en el medio ambiente al menos en emisiones y certificar la acreditación del cumplimiento de la cuota. cuanto a las emisiones de CO2 y los residuos radiactivos derivados Proveedor de combustible: toda entidad que suministre de la electricidad producidos por la mezcla global de combustibles combustible al mercado y que sea responsable del paso de de la empresa durante el año anterior. Por lo que respecta a la combustible por un punto de cobro del impuesto especial o, en electricidad obtenida a través de una bolsa eléctrica o importada el caso de la electricidad o cuando no se exija impuesto especial de una empresa situada fuera de la Comunidad, podrán utilizarse o cuando esté debidamente justificado, cualquier otra entidad cifras acumuladas facilitadas por la bolsa o la empresa en cuestión pertinente designada por un Estado miembro. en el transcurso del año anterior. Los Estados miembros tomarán las medidas necesarias para garantizar la fiabilidad de la información Régimen de Comercio de Derechos de Emisión: es un mecanismo facilitada por los suministradores a sus clientes de conformidad de incentivo que busca a través de los principios de mercado que con el presente artículo. los agentes emisores internalicen los costos de las externalidades medioambientales, incentivándoles a que reduzcan colectivamente Hidrógeno renovable: designa el hidrógeno producido las emisiones de gases contaminantes a la atmósfera. mediante la electrólisis de agua (en un electrolizador alimentado por electricidad), y con la electricidad procedente de fuentes Para uso en marco regulatorio marítimo: renovables. Las emisiones de gases de efecto invernadero durante todo el ciclo de vida de la producción de hidrógeno renovable • De la extracción al consumo en el barco: método de cálculo son casi cero. El hidrógeno renovable también podrá producirse a de las emisiones que tiene en cuenta el impacto de los gases través del reformado con vapor de biogás (en lugar de gas natural) de efecto invernadero de la producción, el transporte, la o de la conversión bioquímica de biomasa, si se cumplen los distribución y el uso de energía a bordo, incluso durante la requisitos de sostenibilidad. combustión. Hidrógeno limpio: alude al hidrógeno renovable. • Factor de emisión: la tasa media de emisión de un gas de efecto invernadero relativa a los datos de la actividad de un flujo fuente, Hidrógeno verde: alude a hidrógeno renovable. en la hipótesis de una oxidación completa en la combustión y de una conversión completa en todas las demás reacciones Materiales lignocelulósicos: las materias compuestas de lignina, químicas. celulosa y hemicelulosa, como la biomasa procedente de los bosques, los cultivos energéticos leñosos y los desechos y residuos • Intensidad de emisión de gases de efecto invernadero de la industriales del sector forestal. energía utilizada a bordo: la cantidad de emisiones de gases de efecto invernadero, expresada en gramos equivalentes de Materias celulósicas no alimentarias: las materias primas que se CO2, establecida sobre la base «de la extracción al consumo en componen principalmente de celulosa y hemicelulosa y cuyo el barco», por MJ de energía consumida a bordo. contenido de lignina es inferior al de los materiales lignocelulósicos, incluyendo los desechos de cultivos para alimentos y piensos • Suministro de electricidad en puerto: el sistema para suministrar (como la paja, los tallos, las envolturas y las cáscaras), los cultivos electricidad a los buques atracados, con baja o alta tensión, de hierbas energéticos con bajo contenido de almidón (como corriente alterna o corriente continua, incluidas las instalaciones el ballico, el pasto varilla, el pasto elefante, la caña común), los del buque y del puerto, cuando alimenta directamente al cultivos de cobertura antes y después de los cultivos principales, cuadro de distribución principal del buque para alimentar el los cultivos de pasto, los desechos industriales, incluidos los estacionamiento (hotelling), las cargas de trabajo de servicio o procedentes de cultivos para alimentos y piensos una vez extraídos la carga de baterías secundarias. los aceites vegetales, los azúcares, los almidones y las proteínas, y la materia procedente de biorresiduos, entendiéndose por cultivos XIII Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Contenido Pág. Pág. I RESUMEN EJECUTIVO 19 3.1.1. Elementos del marco de gestión global para reducción de emisiones de GEI en Chile XI Abreviaciones 20 3.1.2. Base cuantitativa aplicada para la determinación de XII Definiciones en base a normativa Europea las metas indicativas en el sistema de cuotas en Chile. 20 3.1.3. Propuesta de estrategia de control de GEI y sistema 1 1. MARCO REGULATORIO INTERNACIONAL PARA de cuotas de energías renovables en combustibles ENERGÍAS RENOVABLES 22 3.2. Sistema de cuota para transporte y minería 1 1.1. Despliegue de energías renovables en la Unión 22 3.2.1. Cuota de Energía Renovable para el Sector Europea (UE) Transporte Terrestre Carretero y Ferroviario (TTCF) 1 1.1.1. Marco regulatorio para energías renovables en UE 22 3.2.1.1. Conceptos para determinar la Cuota en el Sector 3 1.1.2. Principales avances en despliegue de energías TTCF renovables en UE 23 3.2.1.2. Fórmula y Criterios de Cálculo de la Cuota en Sector 3 1.1.3. Estrategia de hidrógeno renovable en UE TTCF 5 1.2. Despliegue de energías renovables en Alemania 25 3.2.1.3. Cálculo de la Cuota en Sector TTCF aplicando Escenario Diseño de Cuota 5 1.2.1. Descripción del marco regulatorio y políticas para el despliegue de las energías renovables en Alemania 25 3.2.2. Cuota de Energía Renovable para el Sector Minería 6 1.2.2. Plan Nacional Integrado de Energía y Clima para 25 3.2.2.1. Conceptos para determinar la Cuota en el Sector Alemania Minería 7 1.2.3. Descripción de instituciones relevantes para el 27 3.2.2.2. Fórmula y Criterios de Cálculo de la Cuota en Sector despliegue de las energías renovables en Alemania Minería 8 1.2.4. Principales avances de reducción de emisiones de 28 3.2.2.3. Cálculo de la Cuota en Sector Minería aplicando GEI en Alemania Escenario Diseño de Cuota 9 1.3. Despliegue de las energías renovables en California, 29 3.3. Cuota de Energía Renovable para en Gas Natural Estados Unidos 30 3.4. Estrategia de control de emisiones de GEI para 9 1.3.1. Marco regulatorio para energías renovables en sectores que se indican California 32 3.5. Flexibilidad de cumplimiento de las cuotas mínimas y 9 1.3.2. Programas implementados en California para penalización alcanzar metas de reducción de GEI. 32 3.5.1. Flexibilidad de cumplimiento de las cuotas mínimas 10 1.3.3. Principales avances en reducción de emisiones GEI 32 3.5.2. Penalización en California 33 3.6. Criterios de sostenibilidad para energéticos 11 1.3.4. Programa piloto de distribución y utilización de renovables hidrógeno renovable 35 3.7. Sistema de Información y Control 36 3.8. Marco Institucional para implementación sistema de 12 2. MARCO REGULATORIO DE CHILE PARA ENERGÍAS cuotas RENOVABLES 37 3.9. Medidas complementarias para sistema de cuotas 12 2.1. Políticas y Estrategias de Energías Renovables y reducción de GEI 37 3.9.1. Ajuste de impuesto 15 2.2. Opiniones de actores relevantes del sector 39 3.9.2. Ajuste a las Normas de Combustibles energético respecto a la incorporación de energías renovables 41 3.9.3. Restricción de emisiones de CO2 a vehículos nuevos y definiciones de estándar mínimo de infraestructura 16 2.3. Proyecciones PELP 2023-2027 del mercado de energía eléctrica renovable e hidrógeno renovable. 42 3.9.4. Programas de Incentivo de Hidrógeno y Otras Energías Renovables 17 2.4. Escenarios de Participación Global de Energías Renovables y Emisiones 2025-2050. 42 3.9.4.1. Incentivo para uso de hidrógeno en transporte pesado/mediano y buses interurbanos 43 3.10. Cronograma de actividades para implementación de 19 3. PROPUESTA DE SISTEMA CUOTA DE ENERGÍAS sistema de cuotas en Chile. RENOVABLES PARA COMBUSTIBLES EN CHILE 47 3.11. Cuota global de energía renovable para Chile e 19 3.1. Enfoque Global impacto en las emisiones de GEI XIV Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Pág. Pág. 47 3.11.1. Políticas y Estrategias de la Cuota Global de Energías 25 Meta de Cuota de Energía Renovable (%): Sector Figura 11: Renovables Transporte Terrestre Carretera y Ferroviario (2025- 2050). 48 3.11.2. Formulación y Criterios de Cálculo de la Cuota Global de Energías Renovables 29 Meta de Cuota de Energía Renovable (%): Sector Figura 12: Minería (2025-2050). 49 3.11.3. Cálculo de la Cuota Global de Energías Renovables 31 Cadena de Valor de Energía vs Estrategias de Control Figura 13: 49 3.12. Sistema de cuotas y mercado de exportación de de GEI. hidrógeno verde 14 Certificación de la Sostenibilidad. Figura 14: 50 35 Sistema de Información para la Cuota de Energía Figura 15: 4. DIMENSIONAMIENTO DE INFRAESTRUCTURA Renovable del Sector Transporte Terrestre Carretero y PARA ABASTECIMIENTO DE HIDRÓGENO Ferroviario. RENOVABLE 36 Sistema de Información para la Cuota de Energía Figura 16: 50 4.1. Condiciones generales para la estimación de Renovable del Sector Minería infraestructura requerida 45 Cronograma de implementación sistema “Cap and Figura 17: 52 4.2. Estimación de capacidad de electrólisis y generación Trade”. eléctrica 45 Cronograma de Implementación Sistema de Cuota Figura 18: 54 4.3. Diseño y dimensionamiento de la infraestructura de de Energías Renovables. transporte 47 Estrategias de Control de GEI vs Meta De Reducción Figura 19: 56 4.4. Dimensionamiento de la infraestructura de de Emisiones. distribución a consumidores finales del sector transporte mediano/pesado 48 Balance Nacional de Energía 2018 (Tcal). Figura 20: 58 4.5. Estimación de CAPEX y OPEX de la infraestructura 49 Meta de Cuota de Energía Renovable A Nivel Global Figura 21: diseñada (%): Escenario Diseño de Cuota (2025-2050). 59 4.6. Precio de hidrógeno en estación de carga versus 51 Demanda de Hidrógeno Renovable (Ton): Escenario Figura 22: diésel Diseño de Cuota (2025-2050). 54 Infraestructura de producción y logística de Figura 23: transporte y distribución primaria. 61 ANEXOS 56 Infraestructura de abastecimiento de hidrógeno Figura 24: 61 Anexo I: Proyecto Norcal-Zero Emission Regional and Drayage vehicular mediano/pesado. Operatrion with Fuel Cell Electric Trucks 2021-2025 59 Suministro de H2 desde la Región de Antofagasta a Figura 25: 62 Anexo II: Antecedentes para el Dimensionamiento de RM. Infraestructura para Abastecimiento de Hidrógeno Renovable: CAPEX y OPEX 59 Estructuración del costo del hidrógeno hasta la Figura 26: distribución final en RM. 63 Costos para electrolizadores alcalinos y PEM para Figura 27: FIGURAS diferentes capacidades en el 2020 y 2030. III Figura 1: Cadena de Valor de Energía vs Estrategias de Control 65 Costo amortizado de transmisión de energía para Figura 28: de GEI. 1000 millas por diferentes carriers. 3 Figura 2: Energías renovables en el sector transporte de la UE 65 Costo eficiencia de transporte de hidrógeno en Figura 29: al 2020. función de volumen (Millones de ton de Hidrógeno/ 5 Figura 3: Estructura y objetivos de El Concepto de Energía. año) y distancia (km). 6 Figura 4: Dimensiones del Plan Nacional Integrado de Energía 66 Costos de transporte de hidrógeno basado en Figura 30: y Clima (PNIEC). distancia y volumen, USD/kg 2019. 7 Figura 5: Diagrama de entidades del Gobierno Alemán 69 Capacidad de licuefacción de hidrógeno (ton/d). Figura 31: relacionadas con metas de GEI. 70 Capex de licuefacción de hidrógeno (USD). Figura 32: 12 Figura 6: Trayectoria de emisiones del escenario de Carbono 70 Configuraciones de Tube Trailers y Características del Figura 33: Neutralidad hacia el 2050. Almacenamiento. 15 Figura 7: Desarrollo de las Energías Renovables No 72 Ejemplo de estación de carga de hidrógeno para Figura 34: Convencionales en Sector Generación Eléctrica de vehículos pesados en 350 Bar. Chile. 16 Figura 8: Proyección Demanda de Hidrógeno Renovable (Ton) (2025-2050) TABLAS 17 Figura 9: Proyecciones de Generación Eléctrica de Fuente VI Tabla 1: Impuestos a los combustibles vigentes en Chile y su ERNC (GWh) (2025-2050) equivalencia en unidad energética 18 Proyecciones de Participación Global de Energías Figura 10: VII Tabla 2: Esquema de impuestos a combustibles propuestos Renovables en Chile (2025-2050) por UE en base a desempeño ambiental. XV Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Pág. Pág. VIII Tabla 3: Capacidad total instalada de electrólisis en cada año 52 Tabla 22: Demanda de hidrógeno regional del transporte 2025 – 2050: Escenario Diseño de Cuota. pesado/mediano de carga: Escenario Diseño de Cuota (2025-2050). VIII Tabla 4: Capacidad total suplementaria instalada de electrólisis en cada año 2035 – 2050: Escenario 53 Tabla 23: Capacidad requerida de Electrólisis versus Potencial Diseño de Cuota. disponible de Energías Renovables: Escenario Diseño de Cuota (2050). IX Tabla 5: Número de estaciones de carga de hidrógeno al 2050. 53 Tabla 24: Capacidad total instalada requerida de electrólisis en cada año 2025 – 2050: Escenario Diseño de Cuota. 2 Tabla 6: Resumen de Directivas de la UE relativas al fomento del uso de energías renovables en combustibles 55 Tabla 25: Capex y Opex Gasoducto de Hidrógeno versus Línea Transmisión Eléctrica. 14 Tabla 7: Políticas y Estrategias vs Sector Económico en Chile. 57 Tabla 26: Número de estaciones de carga de hidrógeno al 2050. 19 Tabla 8: Marco de Gestión Global para reducción de GEI en Chile. 57 Tabla 27: Número de Tube Trailers de hidrógeno al 2050: Escenario Diseño de Cuota. 21 Tabla 9: Estrategia de control de GEI sugerida para cada sector que genera emisiones de GEI. 58 Tabla 28: CAPEX quinquenal de principales componentes de producción y distribución de hidrógeno: Escenario 24 Tabla 10: Cuota en Sector Transporte Terrestre Carretera y Diseño de Cuota Ferroviario de H2 renovable o combustible sintético o Biocarburante avanzado: Escenario Diseño de 58 Tabla 29: OPEX de principales componentes de producción y Cuota. distribución de hidrógeno renovable. 28 Tabla 11: Cuota en Sector Minería de H2 renovable o 63 Tabla 30: Consumos energía, eficiencia y producción de combustible sintético o Biocarburante avanzado hidrógeno para electrolizadores alcalinos y PEM, (2030-2035). tecnología 2020 y 2030, 5 y 100 MW. 35 Tabla 12: Ejemplos de reducción de emisiones de GEI del 67 Tabla 31: Capex y Opex Gasoducto de Hidrógeno de 1.500 km ciclo de vida para algunas vías de producción de para 1.076 KT/año. biocombustibles. 67 Tabla 32: Capex y Opex Gasoducto de Hidrógeno de 1.500 km 37 Tabla 13: Marco Institucional para implementación sistema de para 1.076 KT/año, incluyendo generación energía cuotas. eléctrica para la compresión. 38 Tabla 14: Impuestos a los combustibles en Chile. 68 Tabla 33: Opciones de Líneas de Transmisión Eléctrica. 38 Tabla 15: Esquema de impuestos a combustibles propuestos 68 Tabla 34: Capacidad de Transmisión Eléctrica. por UE en base a desempeño ambiental. 68 Tabla 35: Capex y Opex de Línea de Transmisión Eléctrica de 39 Tabla 16: Propuesta de Modificación del Impuesto Específico 1.500 km de 15.488 MW. de los Combustibles. 69 Tabla 36: Comparación Capex y Opex de Gasoducto de 40 Tabla 17: Especificación del biodiesel en Chile. hidrógeno y Línea de Transmisión Eléctrica de 1.500 km y 15.000 MW de Capacidad de Electrólisis. 41 Tabla 18: Medida del Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad: Vehículos Cero Emisiones. 71 Tabla 37: Costo de Tube Trailers. 42 Tabla 19: Resumen del Programa de Transporte Limpio: 73 Tabla 38: Configuraciones de estaciones de carga de Producción de Combustibles de Bajo Carbono. hidrógeno para vehículos livianos y pesados en 350/700 Bar de Air Liquide. 44 Tabla 20: Cronograma de implementación sistema de cuotas de energías renovables en combustibles: Europa y 74 Tabla 39: Configuraciones y especificaciones de estaciones de California. carga de hidrógeno de Linde. 51 Tabla 21: Demanda de hidrógeno regional total (Ton): Escenario Diseño de Cuota (2025-2050). XVI Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 1. Marco Regulatorio Internacional para Energías Renovables La introducción de energías renovables de bajas emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), se ha consolidado como una de las opciones de más amplio uso en los mercados desarrollados para alcanzar los objetivos de reducción de GEI de largo plazo. Existen distintas modalidades para implementar este sistema, en el caso de la Unión Europea se han establecido ciertas metas de contenido mínimo de energía renovable mientras que en California se ha optado por establecer objetivos de reducción en el índice de intensidad de carbono. En ambos casos el Estado es el que ha impulsado a través de subsidios el desarrollo de la logística requerida por las energías renovables, principalmente energía eléctrica e hidrógeno renovables, a través de subsidios. A continuación, se describe los principales lineamientos de estos dos sistemas. 1.1. Despliegue de energías renovables en la Unión Europea (UE) La UE a través de la Directiva UE 2009/28 (conocida como RED por sus siglas en inglés) con vigencia de 10 años desde 2011, ha implementado un conjunto de medidas asociadas a la introducción de energías renovables, que le ha permitido reducir al 2020 un 31% las emisiones de GEI respecto de las emisiones de 1990. En la actualidad la actualidad está en vigencia la RED II desde 2021, la cual fue reformulada a través de las medidas conocidas como Objetivo 55, las cuales buscan alcanzar una reducción del 55% de las emisiones de GEI respecto al año 1990. Esta política consistente a través del tiempo y con medidas establecidas sobre bases cuantitativas, han permitido generar los incentivos para que los distintos actores del mercado orienten su desarrollo hacia una nueva forma de abastecimiento energético que permita cumplir las metas de reducción de emisiones de GEI. A continuación, se detallan las principales definiciones y objetivos planteados en este proceso de la UE, incluyendo una descripción del marco regulatorio de Alemania, como un ejemplo de implementación de las políticas de la UE en un país específico. 1.1.1. Marco regulatorio para energías renovables en UE La UE inició el proceso de introducción de energías renovables en el sector combustible en 2003 y ha aumentado su exigencia con ciclos de planificación de 10 años, desde 2011. En 2003,10 la UE planteó una meta indicativa del 5,75% de energía renovable en combustibles al 2010. En el año 2009 la UE publicó la Directiva UE 2009/28 (RED, por sus siglas en inglés) que estableció un marco integral y común para alcanzar la reducción del 20% los gases de efecto invernadero en la UE para el período 2011 a 2020. En 2018 se publicó la Directiva UE 2018/2001 (RED II) que planteó los objetivos para el período 2021 a 2030. Nuevas metas fueron planteadas para los objetivos de reducción de emisiones de GEI y las medidas para alcanzarlas a través de los acuerdos del Pacto Verde Europeo11 de 2019 (“Green Deal”) cuyos lineamientos fueron incorporados en la Ley Europea del Clima,12 que fue aprobada en julio de 2021. Las iniciativas de esta revisión son conocidas como Objetivo 5513 o 10 Directiva UE 2003/30 de 8 de mayo de 2003, relativa al fomento del uso de biocarburantes u otros combustibles renovables en el transporte 11 Comisión Europea, COM(2019) 640 final , Bruselas, 11.12.2019 relativa a El Pacto Verde Europeo. 12 Publicado el 9 de julio en el en Diario Oficial de la UE el Reglamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo, se establece el marco para lograr la neutralidad climática y se modifican los Reglamentos (CE) n.o 401/2009 y (UE) 2018/1999 («Legislación europea sobre el clima»). 1 13 Comisión Europea, COM(2021) 550 final, Bruselas, 14.7.2021, relativa al «Objetivo 55»: cumplimiento del objetivo climático de la UE para 2030 en el camino hacia la neutralidad climática Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile “Fit for 55”. Las propuestas tienen como objetivo hacer que las políticas climáticas, energéticas, de uso del suelo, de transporte y fiscales de la UE se ajusten a la tarea de reducir las emisiones netas de GEI en al menos un 55% para 2030, en comparación con los niveles de 1990. Desde su lanzamiento en 2005, el régimen de comercio de derechos de emisión de la Unión Europea (UE RCDE) basado en la Directiva UE 2003/87, las emisiones de GEI en la generación de energía y calor, así como en la industria de alto consumo energético, que corresponden a los sectores cubiertos por el UE RCDE, se han reducido en 43%.14 El UE RCDE, junto con la legislación relativa a energías renovables y eficiencia energética, han contribuido significativamente a lograr el objetivo general (incluyendo todos los sectores) de la UE de reducir las emisiones de GEI en un 20% para 2020 con respecto a los niveles de 1990. La UE superó este objetivo y redujo las emisiones de GEI en aproximadamente un 31% por debajo de los niveles de 1990 en 2020. Como parte de las medidas Objetivo 55, se ha planteado para el RCDE UE el objetivo de reducción de emisiones del 61% por debajo de los niveles de 2005 para 2030, un límite de emisiones general más bajo y un nivel de reducción de emisiones anuales más pronunciado, 4,2% para el período 2021 a 2030 en lugar de 2,2% planteado para el período 2011 a 2020. Después de evaluar los resultados de reducción de emisiones de los distintos sectores, una de las conclusiones de la UE, indica que los sectores no cubiertos por el RCDE han mostrado menor avance en la reducción de emisiones de GEI, comparado con los que si están cubiertos por el RCDE. Por esta razón la revisión del RCDE UE amplía su cobertura a las emisiones marítimas y propone un nuevo sistema de comercio de derechos de emisión separado para cubrir las emisiones de los combustibles utilizados en el transporte por carretera y los edificios.15 En la siguiente tabla se muestra un resumen de los principales objetivos planteados en las Directivas que han promovido el uso de biocarburantes y energías renovables en general en la UE desde 2003. Tabla 6: Resumen de Directivas de la UE relativas al fomento del uso de energías renovables en combustibles Fuente: Elaboración propia en base a la información de las Directivas que se indican. (*) Directiva 98/70. A más tardar el 31 de diciembre de 2020, se debe reducir como mínimo en un 6% las emisiones de gases de efecto invernadero del ciclo de la vida por unidad de energía de los combustibles utilizados en la Unión por los vehículos de carretera, las máquinas móviles no de carretera, los tractores agrícolas y forestales, así como las emarcaciones de recreo cuando no se hallenen el mar. Medición respecto año de referencia 2010. 14 Comisión Europea COM(2021) 962 final, Brussels, 26.10.2021, relativa a: “on the Functioning of the European Carbon Market in 2020 pursuant to Articles 10(5) and 21(2) of Directive 2003/87/EC (as amended by Directive 2009/29/EC and Directive (EU) 2018/410)”. 15 Comisión Europea COM(2021) 962 final, Brussels, 26.10.2021, relativa a: “on the Functioning of the European Carbon Market in 2020 pursuant to Articles 10(5) and 21(2) of Directive 2003/87/EC (as amended by Directive 2009/29/EC and Directive (EU) 2018/410)” 2 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 1.1.2. Principales avances en despliegue de energías renovables en UE Al 2020, la UE alcanzó una cuota del 22,1%16 de su consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables, alrededor de 2 puntos porcentuales por encima de su objetivo. Además, este objetivo se distribuye entre los Estados miembros de la UE con planes de acción nacionales diseñados en función del punto de partida, las condiciones económicas del país, la disponibilidad de energías renovables, entre otros factores, para establecer un esfuerzo similar entre los distintos países de la UE. De esta forma la meta final de energía renovable en cada país es distinto, pero se cumple con la condición de alcanzar el 20% en el total de la UE. Sin embargo, el objetivo de alcanzar un 10% de energía renovable en el sector transporte al 2020 es igual para todos los países para permitir el desplazamiento de los vehículos en toda la UE. Como se observa en la siguiente figura, en el sector transporte la energía renovable alcanzó un 10,2% del consumo bruto final de energía del sector. Figura 2: Energías renovables en el sector transporte de la UE al 2020. Fuente: https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-eurostat-news/-/ddn-20220202-2 1.1.3. Estrategia de hidrógeno renovable en UE Otro elemento relevante en el marco regulatorio de la UE para las energías renovables es la estrategia para el desarrollo del hidrógeno renovable, definida a través de la COM (2020) 301 publicada en julio 2020 por la Comisión Europea. Varias de las iniciativas planteadas en forma conceptual en esta estrategia fueron implementadas en la revisión de las medidas Objetivo 55 de julio de 2021. La prioridad de la UE es desarrollar el hidrógeno renovable, utilizando principalmente para su producción energía eólica y solar. En la primera fase, de 2020 hasta 2024, el objetivo estratégico es instalar al menos 6 GW de electrolizadores de hidrógeno renovable en la UE y la producción de hasta un millón de toneladas de hidrógeno renovable, con foco en descarbonizar la producción de 16 Fuente: https://ec.europa.eu/eurostat/web/products-eurostat-news/-/ddn-20220119-1 3 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile hidrógeno existente, por ejemplo, en el sector químico, refinerías de petróleo y facilitar el consumo de hidrógeno en aplicaciones de uso final nuevas, como otros procesos industriales y en transporte pesado. En esta fase, debe aumentarse la fabricación de electrolizadores, incluidos los de gran tamaño (hasta 100 MW), que podrían instalarse junto a los centros de demanda existentes y serían alimentados en el mejor de los casos desde fuentes locales de electricidad renovable. Además, se necesitarán estaciones de repostaje de hidrógeno para la utilización de autobuses con celda de combustible de hidrógeno y, en una fase posterior, de camiones. En una segunda fase, desde 2025 a 2030, la UE espera que el hidrógeno renovable se convierta en una parte intrínseca de un sistema energético integrado, para lo cual planteó el objetivo estratégico de instalar al menos 40 GW de electrolizadores de hidrógeno renovable a más tardar en 2030 y alcanzar una producción anual de hasta 10 millones de toneladas de hidrógeno renovable en la UE. En esta fase, se espera que el hidrógeno renovable pase a ser gradualmente competitivo con respecto a otras formas de producción de hidrógeno, pero se necesitarán políticas específicas para que la demanda industrial incluya gradualmente nuevas aplicaciones, incluida la fabricación de acero, combustible para camiones, el ferrocarril y algunas aplicaciones de transporte marítimo, y otros modos de transporte. Complementario a estas directrices la Comisión Europea ha lanzado en mayo de 2022, un plan para reducir rápidamente la dependencia con respecto a los combustibles fósiles rusos y avanzar en la transición energética, conocido como REPowerEU.17 Como parte de este plan se está proponiendo establecer un objetivo de 10 millones de toneladas de producción nacional de hidrógeno renovable y de 10 millones de toneladas de importaciones para 2030, a fin de sustituir el gas natural, el carbón y el petróleo en industrias y sectores del transporte difíciles de descarbonizar. También se propone aumentar el objetivo de la Directiva sobre fuentes de energía renovables hasta el 45 % de aquí a 2030, frente al 40 % de la propuesta en el Objetivo 55. El hidrógeno renovable empezará a desempeñar un papel fundamental para equilibrar un sistema de electricidad basado en las energías renovables transformando la electricidad en hidrógeno cuando la electricidad renovable sea abundante y barata, y ofreciendo flexibilidad. El hidrógeno también se utilizará para el almacenamiento diario o estacional como apoyo y desempeñará funciones de amortiguación, aumentando la seguridad del suministro a medio plazo. En la implementación de la Estrategia de Hidrógeno en Europa se creó la Alianza Europea por el Hidrógeno Limpio, instancia que reúne a la industria, las autoridades públicas nacionales, regionales y locales, y la sociedad civil. Mediante mesas sectoriales de directores ejecutivos y una plataforma de responsables políticos, la Alianza proporciona un amplio foro para coordinar las inversiones de todas las partes interesadas e involucrar a la sociedad civil. Esta alianza se basa en el éxito de la Alianza Europea de Baterías. El detalle de las principales medidas implementadas por la Unión Europea en los distintos segmentos de mercado, se muestran en Tabla 9: Estrategia de control de GEI sugerida para cada sector que genera emisiones de GEI..Tabla 9: Estrategia de control de GEI sugerida para cada sector que genera emisiones de GEI. 17 Comisión Europea COM(2022) 230 final, Bruselas, 18.5.2022 relativa a Plan REPowerEU. 4 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 1.2. Despliegue de energías renovables en Alemania 1.2.1. Descripción del marco regulatorio y políticas para el despliegue de las energías renovables en Alemania Alemania bajo el marco regulatorio de la UE, en 2010 lanzó el documento “Energy Concept”, que establece la política energética de Alemania hasta 2050 y define medidas para el desarrollo de fuentes de energía renovables y mejora de la eficiencia energética.18 La estrategia de transición energética hacia la carbono neutralidad se puede resumir en tres objetivos: i) Reducir el consumo de energía en todos los sectores (bajo el principio de “primero la eficiencia”); ii) Usar energía renovable directamente donde sea que tenga sentido económico y ecológico; iii) Cubrir la necesidad restante de energía mediante electricidad basada en energías renovables. Como parte del ciclo de planificación 2021 a 2030, Alemania ha revisado su metodología a través del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) que establece las metas a 2030, tal como se muestra en la siguiente figura, actualizando las cifras, pero manteniendo la estructura metodológica del “Energy Concept”. Figura 3: Estructura y objetivos de El Concepto de Energía. Fuente: Plan Integrado de energía y clima de Alemania para metas 2030. Objetivos de la política Objetivos centrales ("nivel de estratégia") 30% para 2030 30% para 2030 Objetivos de dirección ("nivel de dirección") "Nivel de acción" El marco regulatorio alemán contempla tres leyes principales:19 i) Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG); ii) Ley de Energía y Calor Combinados (KWKG); iii) Ley de Operación de Puntos de Medición (MsbG). Estas leyes permiten entre otros aspectos: i) el acceso prioritario a la red 18 Germany 2020, Energy Policy Review, International Energy Agency, febrero 2020, pág. 26 5 19 https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/unser-auftrag Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile eléctrica de electricidad de fuentes de energía renovables o de instalaciones de la cogeneración de calor y electricidad; ii) la prioridad de esta electricidad producida de manera sostenible en la compra, la transmisión y la distribución; iii) los operadores de las redes tienen que pagar una prima de mercado o una remuneración fija para la electricidad producida en pequeñas instalaciones de energía renovable o en pequeñas y grandes instalaciones de cogeneración. 1.2.2. Plan Nacional Integrado de Energía y Clima para Alemania Dentro de las innovaciones introducidas por la Directiva UE 2018/2001 se encuentra el requerimiento que cada país elabore un Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para alcanzar los objetivos y cumplir las metas de RED II. En 2019 Alemania presentó a la Comisión Europea su PNIEC tal como lo exige la norma, con todas las iniciativas que se debía implementar para lograr las metas planteadas en RED II. Este plan se elaboró sobre una base cuantitativa, que permite asegurar que el esfuerzo realizado por los distintos sectores es similar. El detalle de las 5 dimensiones que debe contener el PNIEC se define en los artículos 3 a 5 y 9 a 14 del Reglamento (UE) 2018/1999 y se muestra en la siguiente figura. Sobre la base de las iniciativas incluidas en la dimensión descarbonización, se puede realizar la actualización de la NDC (Nationally Determined Contribution). Figura 4: Dimensiones del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Fuente: Elaboración propia en base a Reglamento (UE) 2018/1999 El 9 de octubre de 2019, el Gobierno Federal aprobó el Programa de Acción Climática 2030 a través del cual busca alcanzar los objetivos de reducción de emisiones al 2030, definidos por la UE y permitirá dar cumplimiento a los lineamientos específicos para los distintos sectores económicos definidos por la UE. Estas medidas fueron incorporadas en la elaboración del PNIEC de Alemania para el período 2021 a 2030. Se consideran medidas para todos los sectores (energía, edificios, transporte, industria, agricultura, uso del suelo, cambio de uso del suelo, silvicultura y gestión de residuos) e introduce un sistema nacional de comercio de derechos de emisión para la calefacción y sectores del transporte, que no están cubiertos por el sistema europeo de comercio de derechos de emisión.20 20 PNIEC de Alemania para el período 2021 a 2030. https://ec.europa.eu › files › de_final_necp_main_en 6 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 1.2.3. Descripción de instituciones relevantes para el despliegue de las energías renovables en Alemania La República Federal de Alemania es una república parlamentaria federal con 16 estados (Länder). El jefe de Estado es el Presidente, que tiene principalmente responsabilidades representativas. El gobierno está dirigido por el canciller, designado por el Bundestag (Parlamento Federal). El canciller nombra a los ministros federales. En la siguiente figura se muestran las principales entidades del gobierno relacionadas con el cumplimiento de las metas de reducción de GEI, en Alemania junto con algunas de sus funciones. Figura 5: Diagrama de entidades del Gobierno Alemán relacionadas con metas de GEI. Fuente: Elaboración propia en base a informe Germany 2020 Energy Policy Review, IEA; https://www.clearingstelle-eeg-kwkg.de/; https://www.plattform-zukunft-mobilitaet.de/en/ 7 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Desde 2013, ha estado operando en Alemania el Clearingstelle EEG|KWKG, que es un centro de resolución extrajudicial de conflictos, en nombre del Ministerio Federal de Asuntos Económicos y Acción Climática (BMWK). Esta institución es completamente neutral, su objetivo es prevenir y resolver conflictos que se produzcan en el marco de las leyes de energías renovables EEG, KWKG y MsbG y sus exigencias, dentro del territorio alemán. Esta institución está encargada de responder preguntas generales o abstractas, en lo concerniente solamente a fuentes de energía renovable (eólica, hídrica, solar, biomasa, etc.), sobre cómo interpretar las leyes que afectan a una multitud de personas/operadores y sectores. Las leyes son bastante complejas, por lo cual su interpretación genera bastantes preguntas respecto a su aplicación. Con esta iniciativa se busca generar seguridad jurídica, para la operación en curso y para las nuevas inversiones. En 2018, el gobierno federal a través del Ministerio de Federal del Transporte convocó la Plataforma Nacional para el Futuro de la Movilidad (NPM).21 El objetivo de la NPM es el desarrollo de rutas intermodales y de enlace para un sistema de transporte en gran parte neutro en GEI, que garantice una movilidad eficiente, de alta calidad, flexible, disponible, segura, resiliente y asequible tanto para pasajeros como para transporte de carga. La NPM trabaja en seis grupos de trabajo, que proponen opciones de acción de una manera tecnológicamente neutral y formulan recomendaciones de acción para el gobierno federal. Los actores involucrados en la plataforma trabajaron de forma independiente y gratuita. Durante el último período legislativo del parlamento alemán, la NPM fue un lugar central para discutir decisiones estratégicas en el campo de la movilidad.22 En marzo de 2019 Alemania estableció el llamado gabinete climático, encabezado por la canciller y compuesto por ministros de Asuntos Económicos y Acción Climática (BMWK), Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza, Seguridad Nuclear y Protección del Consumidor (BMUW), Transporte, Interior y Comunidad, Alimentación y Agricultura y Finanzas. Con base en las propuestas del gabinete climático, el gobierno alemán adoptó el Programa de Acción Climática 2030.23 1.2.4. Principales avances de reducción de emisiones de GEI en Alemania Alemania ha sobrepasado los objetivos a 2020 definidos por la RED para los ámbitos de electricidad y calefacción/refrigeración. Sin embargo, ha tenido dificultades para lograr la incorporación del 10% de energías renovables en el sector transporte, esto explicado por el bajo volumen de mezcla de energías renovables permitido en los combustibles fósiles, los que corresponden de bioetanol con un máximo de 10% de mezcla en las gasolinas y biodiesel con un máximo de 7% de mezcla en diésel. Por otra parte, destaca en Alemania la producción de biogás que alcanzó a 8 millones de toneladas anuales de petróleo equivalente utilizado principalmente para producción de electricidad, incentivado por el marco regulatorio que otorgaba precios preferenciales de largo plazo garantizados a la electricidad generada a partir de biogás (Feed-in tariffs, FiTs). En 2017, el biogás representó el 5 % de la generación total de energía y el 28 % de toda la energía a gas.24 21 https://www.plattform-zukunft-mobilitaet.de/en/news/nationale-plattform-zukunft-der-mobilitaet-startet/ 22 National Platform Future of Mobility - Results From 3 Years of The NPM (2018 To 2021), NPM Octubre 2021. 23 Germany 2020, Energy Policy Review, International Energy Agency, febrero 2020, pag. 12. 24 Germany 2020, Energy Policy Review, International Energy Agency, febrero 2020, pag. 86. 8 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 1.3. Despliegue de las energías renovables en California, Estados Unidos 1.3.1. Marco regulatorio para energías renovables en California La Ley de Soluciones al Calentamiento Global25 AB 32 del estado de California del 2006 fue la primera ley aprobada que requirió la reducción de las emisiones de GEI al mismo nivel de 1990 para el año 2020. Posteriormente, se planteó reducir las emisiones de GEI en 40 % respecto de 1990 en el 2030 (Ley SB 32 -2016);26 reducir las emisiones de contaminantes de corta vida atmosférica, como metano, en 40% a 50 % respecto del 2013 en el año 2030 (Ley SB 1383 -2016) y alcanzar la carbono neutralidad de la economía en el año 2045 (Orden Ejecutiva B-55-18). La Ley AB 32 ordenó a la Junta de Recursos del Aire de California (CARB, en sus siglas en inglés) que sea la agencia principal para implementar la ley y que elabore el Plan de Alcance (Scoping Plan) que delinea la estrategia, las transformaciones y acciones necesarias para reducir las emisiones, siendo el primero publicado en el 2008. El Plan de Alcance consideró que la mejor manera de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de una amplia variedad de fuentes es a través de un programa de “cap and trade” (que fija precio al carbono y límites decrecientes de emisión de GEI) con una combinación de estrategias complementarias que combinan enfoques regulatorios basados en incentivos de mercado, regulaciones, medidas voluntarias, tarifas, políticas y programas. La parte de los ingresos de la subasta del “cap and trade”, que corresponde al Estado es depositada en el Fondo de Reducción de Gases de Efecto Invernadero (GGRF). Como resultado de las distintas subastas realizadas desde el 2013 a febrero 2022 el Estado de California ha recibido 19.201 millones de dólares (MUSD). Este Fondo se utiliza para financiar una variedad de proyectos que proporcionarán reducciones a largo plazo en las emisiones de GEI. 1.3.2. Programas implementados en California para alcanzar metas de reducción de GEI. De acuerdo con el inventario de GEI, el sector transporte aporta el 40% de las emisiones de GEI en California. Para alcanzar las metas de reducción de GEI se debe disminuir la dependencia de los combustibles fósiles. Para ello, es necesario desarrollar y aumentar la disponibilidad de combustibles de tipo renovable para la tecnología actual de motores, así como avanzar en la tecnología de vehículos de cero emisiones. En base al Plan de Alcance (Scoping Plan) en el sector transporte se están desarrollando los siguientes programas, entre otros: • Programa de Transporte Limpio (2007):27 su objetivo es expandir la producción de combustibles renovables y alternativos bajos en carbono, acelerar el desarrollo de infraestructura de carga de combustible para vehículos de bajas y cero emisiones (tales como estaciones de carga eléctrica y de hidrógeno); acelerar el avance y la adopción de combustibles alternativos, tales como: diésel renovable, energía eléctrica renovable, hidrógeno y biogás, entre otros; y vehículos de tecnología avanzada, incluidos vehículos de bajas y cero emisiones, entre otros. Esto a través de financiamiento de una amplia cartera de proyectos de transporte y de combustibles, apalancando inversión pública y privada. • Programa Estándar de Combustibles de Bajo Carbono (LCFS – Low Carbon Fuel Standard) 25 https://ww2.arb.ca.gov/es/node/2235 26 https://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billTextClient.xhtml?bill_id=201720180SB32 27 Programa de Transporte Limpio. energy.ca.gov/programs-and-topics/programs. 9 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile (2009):28 su objetivo es reducir la intensidad de carbono (IC) (medida en gCO2eq./MJ) de los combustibles de transporte (gasolina y diésel), proveer de alternativas de combustibles bajos en carbono y renovables, y disminuir la dependencia del petróleo, a través de un sistema de mercado de créditos y déficits. Las metas del Programa son alcanzar una reducción de 10% en la Intensidad de Carbono de los combustibles en el año 2022 y de 20% en el año 2030, respecto del año 2010. El programa no fija cuotas de renovables o de algún combustible específico, sólo fija la meta de intensidad de carbono del pool de combustibles, decreciente año a año. Esto entrega flexibilidad al sistema. Respecto de los incumplimientos el CARB contempla la aplicación de una multa,29 para cada déficit que no sea eliminado al final de un período de cumplimiento queda sujeto a una sanción que no exceda los 1.000 dólares por tonelada de CO2. • Programa Vehículos Limpios Avanzados (Advanced Clean Cars) (2012):30 se enfoca en: (1) regulación de vehículos de baja emisión (low emission vehicles - LEV) para contaminantes dañinos para la salud y emisiones de GEI; (2) regulación de vehículos de cero emisión (Zero Emission Vehicles – ZEV). La regulación ZEV exige que los fabricantes aumenten la cantidad de vehículos disponibles para la venta que no emiten gases de escape, incluidos los vehículos eléctricos de batería, (BEV), de celda de combustible de hidrógeno (FCV) y los vehículos eléctricos híbridos enchufables (PHEV). Los fabricantes deben producir para la venta en California un cierto porcentaje de ZEV y PHEV en un año determinado, aumentando del 4,5% en 2018 al 22% en 2025 de sus ventas promedio de los últimos años. El detalle de las principales medidas implementadas por el Estado de California, en los distintos segmentos de mercado se muestran en Tabla 9: Estrategia de control de GEI sugerida para cada sector que genera emisiones de GEI.Tabla 9: Estrategia de control de GEI sugerida para cada sector que genera emisiones de GEI. 1.3.3. Principales avances en reducción de emisiones GEI en California Respecto de la meta fijada por la Ley AB 32 de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) al mismo nivel de 1990 para el año 2020, que era de 432 MTon CO2 eq., se logró anticipadamente el 2016. Esta meta se alcanzó principalmente por la fuerte reducción en el sector eléctrico, debido al desarrollo de la energía eólica y solar. En el sector Transporte, si bien el parque vehicular liviano aumentó en 30% desde el 2010 al 2019, las emisiones de GEI del ciclo de vida de los energéticos del sector transporte se redujeron en términos de la intensidad de carbono. Se sobrepasó la meta del programa LCFS del año 2021. Si bien la meta para el año 2021 era de 8,75% de reducción de la intensidad de carbono, se logró un 9,36%, muy cercano del 10% fijado como meta del año 2022.31 Los incentivos del programa LCFS generaron un fuerte crecimiento del diésel renovable que comenzó a sustituir al diésel fósil. Esta sustitución aumentará en el futuro, con la entrada en operación de nuevas plantas de producción. Al año 2021, la participación de diésel renovable en el pool de diésel fue de 25% y la de biodiesel fue de 8%. Los incentivos del programa LCFS generaron un fuerte crecimiento de bio CNG o gas natural renovable, que prácticamente desplazó al gas natural fósil como combustible vehicular elevando 28 Programa LCFS. ww2.arb.ca.gov/es/our-work/programs. 29 Low Carbon Fuel Standard Regulation, Title 17, California Code of Regulations (CCR), section 95494 Violations. 30 Programa Advanced Clean Cars. ww2.arb.ca.gov/es/our-work/programs. 10 31 LCFS Data Dashboard. https://ww2.arb.ca.gov/es/resources/documents/lcfs-data-dashboard Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile su consumo a más del doble, reduciendo así también las emisiones de metano. Los incentivos del programa LCFS generaron la producción de hidrógeno renovable a partir de biogás, con lo cual, las estaciones de carga de hidrógeno para vehículos de celda de combustible están entregando hidrógeno con contenidos mayores al 40% de componente renovable que era la exigencia para optar al financiamiento del estado y optar al sistema de créditos del LCFS. Respecto de las emisiones de GEI del ciclo de vida para el hidrógeno renovable varían entre 0 y 5 g CO2 eq./MJ32 mientras que el Biogás a partir de estiércol de criadores de cerdos varía de -340 a -390 g CO2 eq./MJ.33 1.3.4. Programa piloto de distribución y utilización de hidrógeno renovable Para los mercados analizados en este estudio, se identificaron distintos programas piloto fomentados por el Estado para promover el uso de energías renovables en distintos sectores de la economía. En particular los Estados han promovido el desarrollo de infraestructura de distribución de energía renovable para uso vehicular, tanto energía eléctrica como hidrógeno renovable. Para que los Estados aporten con financiamiento los proyectos deben cumplir con criterios específicos en su diseño, tales como: ubicación en zonas geográficas determinadas por el Estado (Ej: corredores de alto tráfico que permitan desplazamientos de el mayor número de vehículos posible; zonas de usuarios vulnerables); y/o demostrar seguridad de abastecimiento de la energía renovable (Ej: hidrógeno), entre otras. Uno de los proyectos en los que el Estado de California ha contribuido con financiamiento es el proyecto Norcal Zero-Emission Regional and Drayage Operation with Fuel Cell Electric Trucks: 2021 – 2025. El objetivo del proyecto, liderado por el Center for Transportation and the Environment (CTE), es avanzar en la tecnología de Cero Emisión, desplegando una flota de 30 camiones pesados con celda de combustible de hidrógeno modelo XCIENT desarrollados por Hyundai, construir una estación de carga de hidrógeno, operar la flota e infraestructura asociada por 6 años, reduciendo a cero la emisión de GEI. El proyecto está localizado en Oakland, al norte de California. Participan en el proyecto Hyundai Motor Co., First Element Fuel, Air Liquide, Universidad de Berkeley, East Bay Municipal Utilities District, NorCal KW, Macquarie Equipment Capital Inc., West Oakland Environmental Indicators Project. La estación de carga de hidrógeno será construida en la planta de tratamiento del East Bay Municipal Utilities District, adyacente al Puerto de Oakland. Inicialmente la flota será abastecida con hidrógeno renovable en un 57% renovable y con Intensidad de Carbono cero. Una vez que la demanda de hidrógeno aumente por otros consumidores, se considerará biogás para producir hidrógeno 100% renovable in situ. Respecto del financiamiento, el CARB aportará 12,0 millones de dólares (MUSD) y el aporte privado será de 29,2 MUSD.   32 Estrategia Nacional de H2 de la UE. Comisión Europea COM (2020) 301, Julio 2020. 11 33 Biogás de proyecto H2 lwatani Corporation LCFS Application. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 2. Marco Regulatorio de Chile para Energías Renovables 2.1. Políticas y Estrategias de Energías Renovables y reducción de GEI Chile ha asumido el compromiso de sumarse en forma voluntaria a las exigencias de acción climática del Acuerdo de París. En dicho contexto, en el año 2020 se realizó la primera actualización de la Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) de Chile desde la firma del Acuerdo de París de 2015, a través de la cual Chile se comprometió a varias acciones para alcanzar la carbono neutralidad al año 2050, entre las cuales cabe destacar el fijar un presupuesto de emisiones de GEI (conocido a nivel internacional como “carbon budget”) que no superará los 1.100 millones de toneladas de CO2 eq., entre el 2020 y 2030, similar al ocupado por el país en los últimos 11 años registrados con estadística oficial (2006-2016). Para cumplir el objetivo establecido a través de la NDC2020, y en particular para cumplir con la meta de carbono neutralidad al 2050, Chile ha desarrollado diferentes políticas y estrategias. En la siguiente figura se presenta el efecto esperado en términos de reducción de emisiones de las políticas y estrategias. Figura 6: Trayectoria de emisiones del escenario de Carbono Neutralidad hacia el 2050. Fuente: Ministerio de Energía de Chile FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA NOTA: Se considera una absorción de 57 millones de tCO2e anuales del sector forestal, más un aumento de captura de 8 millones de tCO2e en el año 2050. Los porcentajes de reducción representan el acumulado del periodo 2020-2050 12 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile A continuación, se describen cada una de las principales políticas y estrategias que están operando en Chile: Ley Marco del Cambio Climático (Ley 21.455): entre combustibles producidos a partir del hidrógeno como otros elementos otorga facultades al Ministerio de combustibles regulados por el Registro de Instalaciones. Medioambiente para coordinar y establecer la Estrategia Ley de ERNC (Ley 20.257): Ley ERNC establece un Climática de Largo Plazo, como un instrumento que define sistema de cuota, a través del cual obliga a las empresas los lineamientos generales de largo plazo que seguirá el eléctricas que efectúen retiros del sistema eléctrico a país de manera transversal e integrada, considerando un proveer un porcentaje de la energía (ver la siguiente horizonte a 30 años. Entre otros contenidos esta estrategia tabla), ya sean éstos con un cliente libre o con empresas de debe considerar un presupuesto nacional de emisiones distribución, en base a fuentes de energías renovables no de gases de efecto invernadero al año 2030 y 2050, de convencionales, teniendo que acreditar dicho porcentaje acuerdo a criterios de costo efectividad y equidad de de inyección ERNC en el origen de dicha energía. las cargas. Adicionalmente se consideran presupuestos sectoriales de emisiones de gases de efecto invernadero Ley 20/25 (Ley 20.698): aumenta la exigencia respecto al año 2030. de la Ley ERNC, además de establecer la aplicación de licitaciones para adjudicar los contratos. Ley de Eficiencia Energética (Ley 21.305) y Plan Nacional de Eficiencia Energética: la Ley de Eficiencia Energética Ley del impuesto verde (Ley 20.780): establece impuestos regula distintas materias asociadas a la gestión de la que gravan las emisiones de las siguientes fuente fijas y energía de los Consumidores con Capacidad de Gestión móviles. En el ámbito de las fuentes móviles, el impuesto de Energía (CCGE). Entre ellas, regula el procedimiento aplica a la primera venta de vehículos livianos y medianos. para informar los consumos de energía; la definición En el caso de las fuentes fijas se gravan con este impuesto de lo que ha de entenderse por consumidores con las emisiones al aire de material particulado (MP), óxidos capacidad de gestión de energía; los mecanismos de nitrógeno (NOx), dióxido de azufre (SO2) y dióxido para la implementación de los sistemas de gestión de de carbono (CO2), producidas por establecimientos energía; y los reportes que debe emitir el Ministerio de cuyas fuentes fijas, conformadas por calderas o turbinas, Energía sobre los avances y proyecciones de consumo individualmente o en su conjunto sumen una potencia de energía y eficiencia energética; y cuya propuesta se térmica mayor o igual a 50 MWt (megavatios térmicos), pone a disposición de la ciudadanía. Para hacer efectiva considerando el límite superior del valor energético del la aplicación de la regulación esta ley establece que cada combustible. cinco años, el Ministerio de Energía, en colaboración con los ministerios sectoriales respectivos, deberá elaborar un Política Nacional Minera 2050: establece diversos Plan Nacional de Eficiencia Energética en los siguientes compromisos en materia de emisiones, destacando ámbitos: eficiencia energética residencial; estándares gestión de emisiones en toda la cadena de valor de la mínimos y etiquetado de artefactos; eficiencia energética minería, como también buscar la carbono neutralidad en la edificación y el transporte; eficiencia energética y corporativa al 2040 para la grandes mineras. ciudades inteligentes; eficiencia energética en los sectores Política Energética Nacional 2050: Elaborada en base a productivos y educación y capacitación en eficiencia un proceso participativo, propone una visión de un sector energética. energético confiable, sostenible, inclusivo y competitivo. Adicionalmente, esta ley modificó el Decreto Ley N°2.224 El objetivo el objetivo principal de esta política es lograr y de 1978 del Ministerio de Minería, en el que se incorpora mantener la confiabilidad de todo el sistema energético, el hidrógeno a las competencias del Ministerio de Energía; cumpliendo con criterios de sostenibilidad, inclusión y y modificó el Decreto con Fuerza de Ley N°1 de 1979 del competitividad de la economía del país. Mediante estos Ministerio de Minería, para incluir al hidrógeno y a los atributos, se establece como objetivo avanzar hacia una 13 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile energía sustentable. Considerando estas dimensiones, y modificación del esquema de instrumentos económicos; deben desarrollarse diversas medidas y planes de acción todo esto bajo un esquema costo-eficiente. Para alcanzar planteados hasta el año 2050. En particular se plantea estos objetivos se definen tres propósitos: i) equidad desarrollar esta visión sobre los siguientes pilares: (1) tributaria entre combustibles líquidos fósiles; ii) reflejar Seguridad y Calidad de Suministro, (2) Energía como las externalidades negativas de los combustibles fósiles; Motor de Desarrollo, (3) Compatibilidad con el Medio iii) un sistema de instrumentos económicos eficiente y Ambiente y (4) Eficiencia y Educación Energética. flexible. Los que se alcanzan a través de un conjunto de medidas complementarias transversales. Estrategia Nacional de Electromovilidad (Resolución 8 Exenta del Ministerio de Energía): establece un marco Estrategia Nacional de Calor y Frío: establece un marco de acción para el desarrollo de la electromovilidad de acción con ejes estratégicos y lineamientos de trabajo, estableciendo metas concretas de uso de vehículos así como medidas que se deben adoptar en el corto, eléctricos, definiendo al 2040 que el 100% del transporte mediano y largo plazo para el desarrollo y penetración público urbano sea eléctrico y que al 2050 los vehículos de energías sostenibles en la generación de calor y frío particulares eléctricos sean el 40% del parque. desde una perspectiva holística y participativa. Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde: establece un Estrategia de Transición Justa: se enfoca inicialmente marco de acción para el desarrollo del hidrógeno, así en el proceso de acompañamiento del plan de retiro de como de sus derivados como el metanol, el amoniaco y centrales a carbón. La estrategia establece lineamientos los combustibles sintéticos, en sectores como el transporte para la transición hacia nuevos empleos en energías terrestre, marítimo y aéreo, minería, industrias y en el limpias, transición como apoyo a la competitividad sector eléctrico. Se reconoce que este energético será productiva, con foco en mitigación de emisiones. Para necesario para que Chile experimente la transición desde la implementación y seguimiento de la estrategia, se los combustibles fósiles. define una gobernanza en dos niveles, un nivel directivo compuesto por un Comité Interministerial y un nivel Estrategia de Instrumentos Económicos para la Transición estratégico técnico de implementación, seguimiento y Energética: busca articular instrumentos existentes y monitoreo, coordinado por una Secretaría Técnica que nuevos; emparejar la cancha a las energías limpias; reflejar podrá convocar mesas de trabajo con diversos actores las externalidades negativas ambientales; alcanzar el involucrados en el proceso. equilibrio entre disponibilidad de alternativas tecnológicas A continuación, se identifica qué política y estrategia de control de emisiones de GEI se está aplicando sobre cada una de las principales actividades generadoras de emisiones de GEI. Tabla 7: Políticas y Estrategias vs Sector Económico en Chile. Fuente: Elaboración Propia en base a la fuente de información de la Biblioteca del Congreso Nacional de Chile Sector Económico Transporte Terrestre Generación Eléctrica Industria Minero Carretero y Sector Residencial Ferroviario Ley Marco del Cambio Climático •• •• •• •• •• Ley de Eficiencia Energética •• •• •• •• •• Ley de ERNC •• Ley 20/25 •• Ley del Impuesto Verde •• •• •• •• Política Energética Nacional 2050 •• •• •• •• •• Política Nacional de Minería 2050 •• Estrategia Nacional de Electromovilidad •• Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde •• •• •• Estrategia de Instrumentos Económicos para la Transición Energética •• •• •• •• •• Estrategia Nacional de Calor y Frío •• •• •• Estrategia de Transición Justa •• 14 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 2.2. Opiniones de actores relevantes del sector energético respecto a la incorporación de energías renovables De la información sectorial, presentada en la tabla previa, se puede apreciar que el único sector económico que actualmente tiene implementado un sistema que obliga en forma directa a disponer de energía de fuentes renovables es generación eléctrica. En dicho contexto, dicho sistema (en este caso la ley ERNC junto con la ley 20/25 establecen un sistema de cuota) ha dado impulso al desarrollo de las energías renovables (principalmente solar y eólica), tal como se puede apreciar en la siguiente figura. Figura 7: Desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales en Sector Generación Eléctrica de Chile. Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional. Sistema Eléctrico Nacional. Esta experiencia positiva del sector de generación eléctrica abre una oportunidad para analizar la posible aplicación de un sistema que incentive el desarrollo de energías de fuente renovable en los sectores de transporte terrestre carretero y ferroviario, minería, industria y comercial residencial. El estudio de ARUP,34 concluido en marzo de 2022 en base a un levantamiento de información pública de las compañías, concluyó que: “las empresas del sector energético en Chile muestran un grado de avance heterogéneo respecto a la definición de estrategias y a la implementación de medidas asociadas a la transición energética y a la descarbonización.” Por otra parte, basado en entrevistas y talleres desarrollados con los equipos de las principales empresas del sector combustibles en Chile también el estudio concluye que: • “Una opinión transversal de la industria plantea que el hidrógeno verde podría tener un desarrollo relevante a partir del año 2030, fecha en la cual se proyecta una reducción importante de los costos de producción del hidrógeno, explicados por las mejoras tecnológicas y un importante aumento en la escala de los equipos para producción de hidrógeno verde. • En la actualidad las empresas distribuidoras de combustibles líquidos ven con prioridad el tema de la electromovilidad, y las empresas de GLP y GN promueven el uso de sus combustibles que resultan ser de menores emisiones que otros energéticos. 34 Oportunidades y barreras para el despliegue del hidrógeno verde en los mercados de Chile, ARUP, Marzo 2022. 15 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile • Se estima que podría ser conveniente desarrollar otros portadores energéticos antes del hidrógeno, por ejemplo, el amoníaco, ya que se considera que los volúmenes de transporte de hidrógeno hacen que los costos sean bastante más elevados.” En base a estos antecedentes, se puede concluir que existe el interés de las compañías por avanzar en la reducción de las emisiones de GEI en sus operaciones, pero es relevante acordar los plazos en función de los avances tecnológicos, que permitan el uso de las energías renovables, en particular del hidrógeno y sus portadores energéticos. Una de las fuentes de información son los 6 proyectos que está impulsando CORFO a nivel nacional para producción de hidrógeno renovable y también es relevante el monitoreo del avance internacional de las tecnologías. 2.3. Proyecciones PELP 2023-2027 del mercado de energía eléctrica renovable e hidrógeno renovable. La proyección de demanda de energía del sector combustibles en Chile se abordó a través de tres escenarios de proyección desarrollados por el Ministerio de Energía en la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP), en el mes de septiembre de 2021. Estos escenarios se clasificaron en función del nivel de despliegue de hidrógeno renovable en Chile (ver la siguiente figura). En el escenario de bajo despliegue de hidrógeno su demanda alcanza a 0,9 Mt/a al 2050 (En PELP, Escenario de Recuperación Económica Post Covid), en el escenario diseño de cuota la demanda de hidrógeno renovable alcanza a 2,0 Mt/a al 2050 (En PELP, Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad al 2050) y en el escario de despliegue alto de hidrógeno su demanda alcanza a 3,0 Mt/a al 2050 (En PELP, Escenario de Transición Energética Acelerada). Figura 8: Proyección Demanda de Hidrógeno Renovable (Ton) (2025-2050) Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. 16 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile En el caso de la generación de energía eléctrica de fuente renovable (ERNC) en el SEN, las proyecciones de los tres escenarios PELP presentan una participación por sobre el 80% al 2050, se debe mencionar que en esta categoría no se incluyen plantas hidroeléctricas con una capacidad superior a 20 MW. El consumo total de energía eléctrica en Chile durante el año 2020 alcanzó a 78 mil GWh, de los cuales 17 mil GWh correspondieron a ERNC. En el escenario de bajo despliegue de hidrógeno la generación de energía eléctrica de fuente renovable (ERNC) en el SEN alcanza a 154 mil GWh al 2050, en el escenario diseño de cuota alcanza a 212 mil GWh al 2050 y en el escario de despliegue alto de hidrógeno alcanza a 266 mil GWh al 2050. Ver la siguiente figura. Figura 9: Proyecciones de Generación Eléctrica de Fuente ERNC (GWh) (2025-2050) Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. 2.4. Escenarios de Participación Global de Energías Renovables y Emisiones 2025-2050. Considerando la proyección de demanda asociada a los tres escenarios PELP 2023-2027, se calculó la participación global de energías de energías renovables 2025-2050. En el caso del escenario de Bajo Despliegue de Hidrógeno, al 2030, la energía renovable alcanzaría un 26% de participación, mientras que al 2050 la participación de las energías renovables alcanzaría un 41% del consumo total de energía. En el caso del escenario de Diseño de Cuota, al 2030, la energía renovable alcanzaría un 30,4% de participación, mientras que al 2050 la participación de las energías renovables alcanzaría un 55,1% del consumo total de energía. En el caso del escenario de Alto Despliegue de Hidrógeno Renovable, al 2030, la energía renovable alcanzaría un 31,5% de participación, mientras que al 2050 la participación de las energías renovables alcanzaría un 64,1% del consumo total de energía. 17 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile En el escenario Diseño de Cuota, al 2050, la emisión de GEI se estima en 43 millones de tCO2, lo que corresponde a una reducción de 54% respecto del año 2018. En el caso del escenario de Alto Despliegue de Hidrógeno, al 2050, la emisión de GEI se estima en 33 millones de tCO2, lo que corresponde a una reducción de 65% respecto del año 2018. Figura 10: Proyecciones de Participación Global de Energías Renovables en Chile (2025-2050) Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. 18 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 3. Propuesta de Sistema Cuota de Energías Renovables para Combustibles en Chile 3.1. Enfoque Global 3.1.1. Elementos del marco de gestión global para reducción de emisiones de GEI en Chile El marco regulatorio para un sistema de cuotas de energía renovable en el sector de combustibles en Chile, debe ser parte de un sistema integral que permita la reducción de emisiones de GEI. La siguiente figura describe las componentes del sistema integral que se propone desarrollar en el caso de Chile, en el cual el sistema de cuotas de energías renovables es uno de los elementos para alcanzar las metas de reducción de emisiones de GEI. Cada uno de estos elementos son descritos en las siguientes secciones de este capítulo. Esta propuesta para Chile se ha elaborado considerando la experiencia tanto de la UE como California que llegaron a la conclusión que alcanzar las metas de reducción de emisiones de GEI a través de la incorporación de energías renovables, se debe abordar a través de una combinación de políticas que deben mantener un cuidadoso equilibrio entre fijación de precios del carbono, metas, normas y medidas de apoyo. Una dependencia excesiva de políticas reglamentarias reforzadas daría lugar a cargas económicas innecesariamente elevadas. Por otra parte, la fijación de precios del carbono ya sea por fijación de parte del Estado o por un RCDE, por sí sola no superaría las deficiencias persistentes del mercado ni las barreras no relacionadas con el mercado, tales como el proceso de aprobación de los proyectos requeridos o la necesidad de estándares para un despliegue de infraestructura de recarga o repostaje. Tabla 8: Marco de Gestión Global para reducción de GEI en Chile. Fuente: Elaboración Propia. 19 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 3.1.2. Base cuantitativa aplicada para la determinación de las metas indicativas en el sistema de cuotas en Chile. Las cifras que se muestran en el presente informe, respecto a reducción de emisiones de GEI, así como las cuotas mínimas de energías renovables que se requeriría incorporar en el sector de combustibles, se han determinado en base al escenario de demanda energética denominado Rumbo a la Carbono Neutralidad de la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) del período 2023 a 2027, el cual incluye las medidas necesarias para alcanzar la carbono neutralidad en Chile al 2050. De esta forma las cuotas planteadas en este informe son cifras indicativas. Las cuotas de energías renovables definitivas deben determinarse a través de un análisis cuantitativo específico, en base al criterio de costo-efectividad, tal como lo establece la Ley de Cambio Climático. En este análisis se debe determinar para los sectores en los cuales se busca implementar las cuotas mínimas de energías renovables, entre otros elementos, las proyecciones actuales de las compañías en términos de reducción de emisiones de GEI en sus actividades, el costo medio y el costo marginal de las cuotas mínimas propuestas, la disponibilidad proyectada de los energéticos renovables, así como de las tecnologías que permitan el uso de dichas energías renovables, las implicancias en independencia y seguridad energética de Chile. Este análisis debe considerar la participación de las partes interesadas. 3.1.3. Propuesta de estrategia de control de GEI y sistema de cuotas de energías renovables en combustibles Tomando en consideración la experiencia internacional de los casos de Europa y California, descrita en el capítulo 1 de este informe, la cual se resume en Tabla 9: Estrategia de control de GEI sugerida para cada sector que genera emisiones de GEI.Tabla 9: Estrategia de control de GEI sugerida para cada sector que genera emisiones de GEI. y considerando la estructura de la cadena de valor de energía en el caso de Chile, para cumplir con las metas de carbono neutralidad, se propone las siguientes estrategias para controlar las emisiones GEI en cada uno de los sectores considerados en el estudio: 1) Implementación de sistema “cap-and-trade”, que considere los sectores generación eléctrica e industria. 2) Implementación de sistema de cuota para los sectores de transporte (terrestre carretero y ferroviario) y minería. 3) Implementación de mezcla de biogás con gas natural. Si se toma la decisión de incorporar hidrógeno renovable con gas natural se recomienda no exceder el 5%. 4) Para aviación se propone dar seguimiento al Plan de Acción Estatal, presentado por Chile, ante la Organización Internacional de Aeronáutica Civil (ICAO), la cual contempla un plan de acción para los operadores nacionales a través del Programa Vuelo Limpio gestionado por la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) y apoyado por la Junta de Aeronáutica Civil (JAC) del MTT. Para los operadores internacionales se plantea incorporarse al CORSIA, medida global basada en el mercado diseñada para compensar las emisiones de CO2 de la aviación internacional, liderada por la ICAO. 20 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 5) En el sector marítimo, se propone analizar las implicancias de la nueva normativa definida por la IMO (Organización Marítima Internacional) que establece una clasificación de las flotas de las distintas compañías navieras en base a un Índice de Intensidad de Carbono. Adicionalmente, Dinamarca, Estados Unidos, Noruega como líderes y otros 12 países de todo el mundo como miembros, han apoyado en la cumbre climática COP26 de Glasgow el objetivo de reducir a cero las emisiones del transporte marítimo para 2050. En Abril de 2022 han publicado el cronograma con los principales hitos para alcanzar su objetivo.35 En el ámbito internacional, Maersk, uno de los principales actores del transporte marítimo en enero de 2022, informó que se convertirá en uno de los mayores consumidores de hidrógeno verde del mundo, a través de su pedido de 12 nuevos buques portacontenedores alimentados con metanol renovable. Es importante tener presente que la propuesta de implementar una estrategia de “cap and trade” se fundamenta en la experiencia a nivel de Europa y California, donde los resultados, en términos de efectividad en la reducción de emisiones, ha sido mayor que en el caso de aplicar un sistema de cuotas de energía renovable por sector. Esto se explica por el hecho que al aplicar un sistema del tipo “cap and trade” se pueden aprovechar las ventajas comparativas de los diferentes sectores económicos en cuanto a la búsqueda de soluciones tecnológicas y energéticas para cumplir con las metas de reducción de emisiones. Otro aspecto importante a destacar es el hecho que cuando se aplica un sistema del tipo “cap and trade”, el tipo de bien a intercambiar, en el caso de los certificados de emisión transable, se transforma en un bien cuya equivalencia es para todos los sectores por igual a diferencia de lo que significaría transar cuotas de diferentes energéticos como podría ser, por ejemplo, el caso de electricidad renovable versus hidrógeno renovable. Tabla 9: Estrategia de control de GEI sugerida para cada sector que genera emisiones de GEI. Fuente: Elaboración Propia. 35 https://dma.dk/environment-and-climate/zero-emission-shipping-mission 21 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 3.2. Sistema de cuota para transporte y minería 3.2.1. Cuota de Energía Renovable para el Sector Transporte Terrestre Carretero y Ferroviario (TTCF) 3.2.1.1. Conceptos para determinar la Cuota en el Sector TTCF Para definir la cuota del sector Transporte Terrestre Carretero y Ferroviario (TTCF), se deben considerar los siguientes aspectos: a) Descripción del sector transporte a regular: Se incluye el sector transporte por carretera incluyendo vehículos livianos con peso bruto menor a 2.700 kg; vehículos medianos: peso bruto en el rango a 2.700 kg a 3.860 kg y vehículos pesados con peso bruto superior a 3.860 kg;36 y transporte ferroviario. b) Responsable del cumplimiento de la cuota: El responsable corresponde al proveedor de energía para el sector. Se entiende por proveedor el primer vendedor de la energía. El distribuidor que realiza la venta final al sector transporte debe exigir al proveedor el certificado de cumplimiento de la cuota mínima de energía renovable. c) Período de cumplimiento: Ciclo de ventas anuales, el total de ventas entre el 1 de enero y 31 de diciembre de cada año calendario. d) Energía Renovable: Se entiende aquella que cumple los criterios de sostenibilidad, que dicen relación con una reducción mínima de emisiones de GEI del ciclo de vida, respecto del combustible fósil, y dispone de certificación de origen en caso de aquella energía proveniente de origen biológico. e) Respecto del cumplimiento de la cuota de energía renovable: El proveedor de Energía del sector TTCF, podrá demostrar el cumplimiento de la cuota a través de la incorporación en su mix de consumo de energía de los energéticos renovables que se indican a continuación: • Energía eléctrica renovable. • Biocarburante sustentable: Para el caso del diésel, se sugiere aplicar un límite de 7% al biodiesel, similar al aplicado por la UE; el diésel base CARB permite máximo 5%, pero se puede realizar mezcla hasta 20%;37 En caso de bioetanol se propone incorporar hasta 10% en la gasolina.38 • Biocarburante avanzado: obtenido de algas y desechos forestales, entre otras. • Diésel renovable: Proveniente de aceite reciclado y grasas animales. Se propone no establecer límite en la mezcla, debido a que tiene similar composición al diésel. UE limita a 1,7% para efectos de ser considerado en cumplimiento de cuota de renovable por parte del proveedor;39 California sin límite alcanzó 25% en 2021.40 • Biogás: Proveniente de vertederos municipales o estiércol de animales entre otras. Sin límites para mezcla con gas natural. 36 Clasificación de pesos de los vehículos según el DS 40 del Ministerio de Transporte de noviembre de 2019. 37 Fuente Diesel CARB para 5% y hasta 20%: CALIFORNIA AIR RESOURCES BOARD REGULATION ON COMMERCIALIZATION OF ALTERNATIVE DIESEL FUELS- Title 13, California Code of Regulations, Sections 2293 – 2293.9 and Appendix 1 - Effective May 3, 2021 38 El límite del 10% está relacionado con las emisiones evaporativas del bioetanol. 39 Directiva UE 2001/2018 Artículo 27 apartado b. 22 40 LCFS Quarterly Summary Abril 30 2022. ww2.arb.ca.gov/es/our-work/programs. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile • Hidrógeno renovable: utilizado directamente como combustible. • Combustibles de carbono reciclado: Se refiere a energéticos elaborados a partir de gases residuales de proceso y gases de escape de origen no renovable producidos como consecuencia inevitable e involuntaria del proceso de producción en instalaciones industriales e hidrógeno renovable. • Carburantes líquidos y gaseosos: Se tendrán en cuenta los carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico también cuando se utilicen como producto intermedio para la producción de combustibles convencionales (ej: uso de hidrógeno renovable en refinerías). 3.2.1.2. Fórmula y Criterios de Cálculo de la Cuota en Sector TTCF Tomando en consideración los conceptos previos, la cuota de energía renovable para el sector Transporte Terrestre Carretero y Ferroviario (TTCF) se calculará según la siguiente fórmula: Cuota de Energía Renovable en TTCF Consumo Total de Energía en TTCF Procedente de Fuentes Renovables = *100% Consumo de Total Energía en TTCF Para el cálculo del numerador, es decir, la cantidad de energía procedente de fuentes renovables consumida en el sector TTCF, se tendrá en cuenta el contenido energético de todos los tipos de energía procedente de fuentes renovables suministrada al sector TTCF. Se deberá tener en cuenta también los combustibles de carbono reciclado. Para el cálculo del denominador, es decir, el contenido energético de los combustibles para el sector TTCF suministrados para su consumo o utilización en el mercado, se tendrán en cuenta el consumo nacional de gasolina, diésel, los biocarburantes, el biogás, los carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico, los combustibles de carbono reciclado y la electricidad suministrada para los sectores del transporte por carretera y por ferrocarril. Para el cálculo del numerador de la cuota mínima de energías renovables en TTCF, tal como se indica en su definición general, se deben incluir todos los tipos de energía procedente de fuentes renovables suministrada al sector TTCF (incluyendo la energía eléctrica renovable, los biocarburantes, biocarburantes avanzados, carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico (hidrógeno), entre otros). Se aplicarán adicionalmente los siguientes criterios: a) Se tendrán en cuenta los carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico (hidrógeno renovable) también cuando se utilicen como producto intermedio para la producción de combustibles convencionales (Ejemplo: en refinerías de petróleo); b) Se contabilizarán también los combustibles de carbono reciclado, entendiéndose como aquellos combustibles que se producen a partir de gases residuales de proceso y gases de escape de origen no renovable producidos como consecuencia inevitable e involuntaria del proceso de producción en instalaciones industriales. 23 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile c) Definición de submeta como parte de la cuota de energía renovable: Dentro de la cuota mínima de energía renovable se debería definir una contribución específica mínima del hidrógeno renovable o combustible sintético o los biocarburantes avanzados y del biogás producido a partir de las materias primas tales como: algas y fracciones de biomasa no apta para la cadena alimenticia, estiércol. Se debería elaborar una lista de materias primas para Chile, basada en aquellas enumeradas en el anexo IX, parte A, de la Directiva UE 2018/2001. Esta submeta busca impulsar el desarrollo de estos energéticos renovables dentro de la cuota en el consumo final de energía en el sector transporte. A modo de referencia Europa41 exige un mínimo de 2,6% de hidrógeno renovable o combustible sintético y un 2,2% de biocombustible avanzado al 2030, dentro de la cuota global del 14% de energía renovable para el sector transporte. En el caso de Chile, para el sector TTCF, la meta quedaría establecida en 2,6% al 2030 (Escenario Diseño de Cuota), tal como se presenta en la siguiente tabla, dentro del 4,1% proyectado de energía renovable en el sector TTCF. Esta proyección de la PELP generaría una exigencia alta considerando que, en Chile, no se dispone de infraestructura de distribución y tampoco de grandes volúmenes de producción de hidrógeno renovable. Al 2030, en transporte terrestre carretero y ferroviario se requiere de 88 kt/a. Tabla 10: Cuota en Sector Transporte Terrestre Carretera y Ferroviario de H2 renovable o combustible sintético o Biocarburante avanzado: Escenario Diseño de Cuota. Fuente: Elaboración Propia. d) La proporción de biocarburantes y biolíquidos, así como de combustibles de biomasa consumidos en el transporte, cuando se produzcan a partir de cultivos alimentarios y forrajeros, será como máximo el 7% del consumo final de energía en los sectores del transporte por ferrocarril y por carretera. e) Independientemente de que las materias primas se hayan cultivado dentro o fuera del territorio nacional, la energía procedente de biocarburantes y biolíquidos se tendrán en cuenta para el cumplimiento de las cuotas solamente si cumplen los criterios de sostenibilidad. f) A fin de demostrar el cumplimiento de las cuotas mínimas de energía renovable se aplicarán los siguientes criterios: i) La cuota de los biocarburantes y biogás para el transporte producidos a partir de las materias primas tales como: algas y fracciones de biomasa no apta para la cadena alimenticia, estiércol, podrá considerarse equivalente al doble de su contenido energético. Se debería elaborar una lista de estas materias primas para Chile, basada en aquellas enumeradas en el anexo IX, parte A, de la Directiva UE 2018/2001; ii) La cuota de electricidad renovable se considerará equivalente a cuatro veces su contenido energético cuando se suministre a vehículos de carretera y podrá considerarse equivalente a 1,5 veces su contenido energético cuando se suministre al transporte ferroviario; 24 41 Basado en Directiva UE 2018/2001 – Artículo 25; FactSheet UE Make Transport, 2021 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile iii) La cuota de hidrógeno renovable se considerará equivalente a dos veces su contenido energético cuando se suministre a vehículos de carretera. 3.2.1.3. Cálculo de la Cuota en Sector TTCF aplicando Escenario Diseño de Cuota A partir de la fórmula y criterios de cálculo de cuota del sector TTCF, a continuación, se presentan los valores obtenidos de aplicar el escenario de diseño de cuota (PELP 2023-2027: Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad). La cuota de energía renovable para el sector TTCF al 2030 es 4,1% del cual un 2,6% debe ser hidrógeno renovable o combustible sintético o biocombustible avanzado. Se espera un aumento de las emisiones de 9,7% en dicho año respecto a 2018, explicado por el aumento de actividad económica que genera mayor movimiento en el sector transporte y las medidas de reducción de emisiones están en sus primeras etapas. Para el año 2035, con una cuota de renovable de 18,7%, se espera una reducción de emisiones de 12,3%. Figura 11: Meta de Cuota de Energía Renovable (%): Sector Transporte Terrestre Carretera y Ferroviario (2025-2050). Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. 3.2.2. Cuota de Energía Renovable para el Sector Minería 3.2.2.1. Conceptos para determinar la Cuota en el Sector Minería Para definir la cuota del sector minería, se deben considerar los siguientes aspectos: a) Descripción de la actividad minera a regular: Se considerará la energía consumida en todas las actividades que realizan las empresas del sector e insumos requeridos para sus operaciones, que comprenden en términos generales: actividades de extracción y transporte hacia las plantas de procesamiento y lastre hacia botadero, procesamiento de los minerales y transporte de productos hacia puertos de embarque. Se debería incluir a la mediana y gran minería, más aquellas de la cadena de valor que tengan altos consumos energéticos. 25 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile b) Responsable del cumplimiento de la cuota: La empresa que desarrolla la actividad minera asume la responsabilidad de cumplir con la cuota. Se debe establecer un umbral, que permita aplicar esta regulación sólo a la mediana y gran minería, más aquellas empresas de la cadena de valor que tengan altos consumos energéticos. Como ejemplo, se puede mencionar lo realizado en la Ley de Eficiencia Energética que considera la regulación sólo para aquellas operaciones que consuman un mínimo de 50 Teracalorías anuales (Consumidores con Capacidad de Gestión Energética). c) Período de cumplimiento: Ciclo de consumo anual, el total de consumo entre el 1 de enero y 31 de diciembre de cada año. d) Energía Renovable: Se entiende aquella que cumple los criterios de sostenibilidad, que dicen relación con un mínimo de reducción de emisiones de GEI del ciclo de vida, respecto del combustible fósil y dispone de certificación de origen en caso de aquella energía proveniente de origen biológico. d) Respecto del cumplimiento de la cuota de energía renovable: La empresa del sector minero podrá demostrar el cumplimiento de la cuota a través de la incorporación en su mix de consumo de energía de los energéticos renovables que se indican a continuación: - Energía eléctrica renovable. - Biocarburante sustentable: Para el diésel se sugiere aplicar un límite de 7% al biodiesel, similar al aplicado por la UE; el diésel base CARB permite máximo 5%, pero se puede realizar mezcla hasta a 20%; en caso de bioetanol se propone incorporar hasta 10% en la gasolina. - Biocarburante avanzado: Biocarburante de algas y desechos forestales, entre otras. - Diésel renovable: Proveniente de aceite reciclado y grasas animales. Se propone no establecer límite en la mezcla, debido a que tiene similar composición al diésel fósil. UE limita a 1,7% para efectos de ser considerado en cumplimiento de cuota de renovable por parte del proveedor;42 California sin límite alcanzó 25% en 2021.43 - Biogás: Proveniente de vertederos municipales o estiércol de animales entre otras. Sin límite para mezcla con gas natural. - Hidrógeno renovable: utilizado directamente como combustible. - Combustibles de carbono reciclado: Se refiere a energéticos elaborados a partir de gases residuales de proceso y gases de escape de origen no renovable producidos como consecuencia inevitable e involuntaria del proceso de producción en instalaciones industriales e hidrógeno renovable. 42 Directiva UE 2001/2018 Artículo 27 apartado b. 43 LCFS Quarterly Summary Abril 30 2022. ww2.arb.ca.gov/es/our-work/programs. 26 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 3.2.2.2. Fórmula y Criterios de Cálculo de la Cuota en Sector Minería Tomando en consideración los conceptos previos, la cuota de energía renovable para el sector Minería se calculará según la siguiente fórmula: Cuota de Energía Renovable en Minería Consumo Total de Energía en Minería Procedente de Fuentes Renovables = *100% Consumo de Total Energía en Minería Para el cálculo del numerador, es decir, la cantidad de energía procedente de fuentes renovables consumida en minería se tendrá en cuenta el contenido energético de todos los tipos de energía procedente de fuentes renovables suministrada a la minería, incluida la electricidad renovable suministrada al sector. Se deberá tener en cuenta también los combustibles de carbono reciclado. Para el cálculo del denominador, es decir, el contenido energético de los combustibles para minería suministrados para su consumo o utilización en el mercado, se tendrán en cuenta el consumo de gasolina, diésel, los biocarburantes, el biogás, los carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico, los combustibles de carbono reciclado y la electricidad suministrada para el sector de minería. Para el cálculo del numerador de la cuota mínima de renovables en minería, tal como lo indica la definición general, se tendrá en cuenta el contenido energético de todos los tipos de energía procedente de fuentes renovables suministrada a la minería, (incluyendo la energía eléctrica renovable, los biocarburantes, biocarburantes avanzados, carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico (hidrógeno), entre otros), se aplicarán adicionalmente los siguientes criterios: a) Se contabilizarán también los combustibles de carbono reciclado, entendiéndose como aquellos combustibles que se producen a partir de gases residuales de proceso y gases de escape de origen no renovable producidos como consecuencia inevitable e involuntaria del proceso de producción en instalaciones industriales). b) Definición de submeta como parte de la cuota de energía renovable: Dentro de la cuota mínima de energía renovable se debería definir una contribución específica mínima del hidrógeno renovable o combustible sintético o los biocarburantes avanzados y del biogás producido a partir de las materias primas tales como: algas y fracciones de biomasa no apta para la cadena alimenticia, estiércol. Se debería elaborar una lista de materias primas para Chile, basada en aquellas enumeradas en el anexo IX, parte A, de la Directiva UE 2018/2001. Esta submeta busca impulsar el desarrollo de estos energéticos renovables dentro de la cuota del consumo final de energía en el sector minería. c) A modo de referencia Europa exige un mínimo de 2,6% de hidrógeno renovable o combustible sintético y un 2,2 % de biocombustible avanzado al 2030. En el caso de Chile, la cuota de energía renovable para el sector minería, se establecería en 41,1% con una obligación de cumplir una submeta de 0,8% al 2030 de hidrógeno renovable, combustible sintético o biocarburante 27 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile avanzado (Escenario Diseño de Cuota), tal como se presenta en la siguiente tabla. Esta proyección de la PELP generaría una exigencia que se ve alcanzable por el sector, considerando el alineamiento de las compañías con la carbono neutralidad. Tabla 11: Cuota en Sector Minería de H2 renovable o combustible sintético o Biocarburante avanzado (2030-2035). Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. d) La proporción de biocarburantes y biolíquidos, así como de combustibles de biomasa consumidos en minería, cuando se produzcan a partir de cultivos alimentarios y forrajeros, será como máximo el 7 % del consumo final de energía en el sector de minería. e) Independientemente de que las materias primas se hayan cultivado dentro o fuera del territorio nacional, la energía procedente de biocarburantes y biolíquidos se tendrán en cuenta para el cumplimiento de las cuotas solamente si cumplen los criterios de sostenibilidad. f) A fin de demostrar el cumplimiento de las cuotas mínimas de energía renovable se aplicarán los siguientes criterios: i) La cuota de los biocarburantes y biogás para la minería producidos a partir de las materias primas tales como: algas y fracciones de biomasa no apta para la cadena alimenticia, estiércol, podrá considerarse equivalente al doble de su contenido energético. Se debería elaborar una lista de estas materias primas para Chile, basada en aquellas enumeradas en el anexo IX, parte A, de la Directiva UE 2018/2001; ii) La cuota de electricidad renovable se considerará equivalente a cuatro veces su contenido energético cuando se suministre en aplicaciones motrices de la minería; iii) La cuota hidrógeno renovable, se considerará equivalente a dos veces su contenido energético cuando se suministre en aplicaciones motrices de la minería. 3.2.2.3. Cálculo de la Cuota en Sector Minería aplicando Escenario Diseño de Cuota A partir de la fórmula y criterios de cálculo de cuota del sector Minería, a continuación, se presentan los valores obtenidos de aplicar el escenario de diseño de cuota (PELP 2023-2027: Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad). La cuota de energía renovable para el sector minería al 2030 es 41% dentro de la cual se debe cumplir con una obligación del 0,8% proveniente de hidrógeno renovable o combustible sintético o biocombustible avanzado. Para el 2030 con esta cuota se espera lograr una reducción de emisiones de 21,4%. 28 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Figura 12: Meta de Cuota de Energía Renovable (%): Sector Minería (2025-2050). Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. 3.3. Cuota de Energía Renovable para en Gas Natural La experiencia internacional muestra que la incorporación de energías renovables en el gas natural está orientada a incorporación de biogás. La utilización de hidrógeno renovable para mezcla con gas natural se visualiza como un paso de transición, debido a que la solución de largo plazo apunta al desarrollo de su infraestructura separada. Nuestra recomendación es que en el gas natural la exigencia de mezcla no exceda al 5% de hidrógeno renovable, propuesto por la UE. Adicionalmente este límite evita generar una distorsión competitiva respecto del gas licuado. A continuación, se proporcionan algunas recomendaciones: • Se debería privilegiar el uso del hidrógeno renovable, en aquellos sectores donde presenta claras ventajas y que corresponde a los sectores de la economía más difíciles de descarbonizar, tales como: materias primas industriales, la fabricación de acero, cemento, el transporte pesado, ferrocarril, aviación y transporte marítimo. • Por otra parte, los aparatos eléctricos utilizan electricidad renovable de manera mucho más eficiente que sus contrapartes que queman hidrógeno, por lo que requieren menos capacidad de generación de energía renovable, por lo tanto, la regulación debería evitar generar incentivos contrarios a aprovechar estas mayores eficiencias, cuando sea posible. • El gas natural es uno de los combustibles fósiles con menores emisiones de CO2/MJ, por lo que su reemplazo con hidrógeno renovable tiene un menor impacto en términos de las reducciones de emisiones de GEI. 29 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile • En la propuesta de modificación del reglamento de la UE se propone que el límite máximo autorizado para las mezclas de hidrógeno con gas natural se establezca en el 5 % para todos los puntos transfronterizos, nivel que resulta rentable en términos de costos de adaptación de la infraestructura y reducción de GEI. • Parte de la razón para un menor impacto en la descarbonización es que el hidrógeno, también es un gas de efecto invernadero y, por el tamaño de la molécula, el uso en sistemas de distribución diseñados para metano resulta en mayores pérdidas de hidrógeno. Sin embargo, a pesar de esto, al reemplazar metano por hidrógeno resulta en menores emisiones de GEI. • Se debería esperar el proceso que se implementará a través del proyecto de ley que está liderando el Ministerio de Energía y que, en función del informe técnico de la SEC y las consideraciones de la CNE, respecto a precio, y disponibilidad se establecerá un calendario de exigencia de mezcla mínima de hidrógeno renovable con gas natural. • En este caso el proveedor del gas natural sería el encargado de incorporar el biogás o hidrógeno renovable, en las cantidades mínimas exigidas por la autoridad. • La red de distribución de la mezcla requeriría algunas adecuaciones, las que debería desarrollar el administrador de la red de transporte y de distribución de la mezcla de gas natural e hidrógeno. • El cliente final debería realizar las adecuaciones necesarias en sus equipos, en los cuales utiliza esta mezcla para realizar un uso seguro y eficiente de la mezcla de gas natural e hidrógeno. • El sector generación de energía eléctrica, que es el mayor consumidor de gas natural debería incorporarse al sistema “cap and trade” y a través de esa vía reducir sus emisiones de GEI. 3.4. Estrategia de control de emisiones de GEI para sectores que se indican El sistema de cuotas de energías renovables propuesto para transporte y minería, junto con el sistema “cap-and-trade” que se podría implementar para los sectores de generación de energía eléctrica e industria, se integrarían a las demás regulaciones que ya se están aplicando a los distintos segmentos de consumo de combustibles para reducir las emisiones de GEI, tal como se muestra en la Figura siguiente. La cuota de energía renovable para el sector TTCF, se exige a los proveedores de energía, que corresponden a las empresas que realizan la primera venta de energía en el país. Al considerar la estructura de la cadena de valor del sector energía (ver siguiente Figura), se identifican dos segmentos principales: abastecimiento y distribución, este último segmento se abre en distribución mayorista y minorista, a través de los cuales se accede al mercado final de combustibles. En el caso de abastecimiento se identifican los actuales proveedores de energía, tales como ENAP, Copec, Enex y Petrobras, entre otros. Estos actuales proveedores deberían sumar las energías renovables para cumplir con la normativa. A nivel de distribución, se considera necesario que se realicen nuevas inversiones para el despliegue de las energías renovables tales como energía eléctrica e hidrógeno, ambos renovables. 30 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile En el caso de la minería la cuota de energías renovables se debería exigir a las compañías mineras, la cuales tendrían la flexibilidad de seleccionar el combustible renovable, que mejor se adecue a sus necesidades. Figura 13: Cadena de Valor de Energía vs Estrategias de Control de GEI. Fuente: Elaboración propia. En una fase 2, se podría pasar a establecer metas en base al índice de intensidad de emisiones de GEI del ciclo de vida (IIEGEI) de la mezcla de combustibles, en lugar de la cantidad de energía renovable que se está incorporando en el consumo energético de los sectores transporte terrestre y minería. En este caso se debe manejar el IIEGEI de cada lote que sea incorporado en el abastecimiento energético del sector transporte y el consumo energético del sector minería. Entre otras condiciones, al utilizar el IIEGEI como sistema de fijación de metas, los agentes económicos, para demostrar el cumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, estarán obligados a utilizar un sistema de balance de masa que:44 a. Permita mezclar las partidas de materias primas o combustibles con características diferentes de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero; por ejemplo, en un contenedor, en una instalación de procesamiento o logística, o en un emplazamiento o infraestructura de transporte y distribución; b. Permita mezclar partidas de materias primas con un contenido energético diferente con el fin de efectuar un tratamiento ulterior, siempre y cuando el tamaño de las partidas se ajuste en función de su contenido energético; c. Exija que la información relativa a las características de sostenibilidad ambiental y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y al volumen de las partidas a que se refiere la letra a), permanezca asociada a la mezcla; y 44 Directiva UE 2018/2001, Artículo 30 31 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile d. Prevea que la suma de todas las partidas retiradas de la mezcla tenga las mismas características de sostenibilidad, en las mismas cantidades, que la suma de todas las partidas añadidas a la mezcla y exija que este balance se aplique para un período de tiempo adecuado. Dada la complejidad de implementar y controlar las reducciones de emisiones de GEI, en base al IIEGEI, en el sector combustible se propone dejar este control para una fase 2 de implementación. 3.5. Flexibilidad de cumplimiento de las cuotas mínimas y penalización 3.5.1. Flexibilidad de cumplimiento de las cuotas mínimas Para quienes están obligados al cumplimiento de las cuotas se debiera considerar la siguiente flexibilidad: a) Traspaso de Excedentes Intertemporal: Cualquier empresa incluida en sistema de cuotas de energías renovables (transporte, minería o gas natural) podrá también acreditar el cumplimiento de la obligación, mediante el consumo de energía renovable sostenible realizadas en el sector durante el año calendario inmediatamente anterior, en la medida que dicho consumo no haya sido acreditado para el cumplimiento de la obligación que correspondió a ese año. b) Traspaso de Excedentes entre Empresas: Cualquier empresa incluida en sistema de cuotas de energías renovables (transporte, minería o gas natural) que exceda el porcentaje mínimo requerido de energía renovable dentro del año en que se debe cumplir la obligación, podrá convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa del sector u otro sector. Una copia autorizada del respectivo convenio deberá entregarse a la entidad reguladora para que se imputen tales excedentes en la acreditación que corresponda. La entidad reguladora publicará anualmente el precio medio de las transacciones del sector minería y transporte. c) Postergación de la Obligación: Cualquier empresa incluida en sistema de cuotas de energías renovables (transporte, minería o gas natural) que esté deficitaria respecto de la exigencia podrá, con un límite de 50%, postergar hasta en 6 meses la acreditación de la obligación que le corresponda al término de un año calendario, siempre que lo haya comunicado a la entidad reguladora antes del 1 de marzo siguiente al año calendario que generó la obligación. 3.5.2. Penalización El proveedor que no acredite el cumplimiento de la obligación del porcentaje mínimo de energía renovable sostenible al 1 de marzo siguiente al año calendario correspondiente, deberá pagar un cargo, cuyo monto será de hasta 2,4 UTM por cada MWh de déficit respecto de su obligación. El 32 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile monto que se aplicará efectivamente debería ser determinado por un panel de expertos que deberá ponderar todos los factores del incumplimiento, para definir el monto efectivo de la multa. Este valor se calculó en base a la multa establecida por el LCFS por incumplimiento en la meta de reducción del índice de intensidad de carbono, la cual alcanza hasta un máximo de 1.000 dólares por tonelada de CO2 eq. Como referencia en el sector eléctrico, en caso de incumplimiento de la cuota de energía renovable definida por la Ley 20.257 el monto de la multa es de 0,4 UTM por cada MWh de déficit, respecto de su obligación. Si dentro de los tres años siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo será de 0,6 UTM por cada MWh de déficit. 3.6. Criterios de sostenibilidad para energéticos renovables Solo los biocarburantes sostenibles pueden tenerse en cuenta para el logro de los objetivos de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. El Estado debe velar por que las cantidades declaradas estén respaldadas por certificados válidos de origen, así como recopilar los datos que permitan verificar el cumplimiento de las metas de mínimos de energías renovables en los combustibles. Figura 14: Certificación de la Sostenibilidad. Fuente: https://www.eca.europa.eu/Lists/ECADocuments/SR16_18/SR_BIOFUELS_ES.pdf La Directiva UE 2018/2001 establece un conjunto de criterios de sostenibilidad, que deben cumplir los biocarburantes para ser considerados en el cumplimiento de la cuota mínima de energía renovable, incluidos criterios de protección de tierras de elevado valor en cuanto a biodiversidad y tierras con elevadas reservas de carbono, y aborda la cuestión del cambio indirecto del uso de la tierra (no contemplada en Directiva UE 2009/28). Basados en esta directiva se propone los siguientes criterios de sostenibilidad mínimos exigibles a los biocarburantes o combustibles de origen no biológico para ser contabilizados en el cumplimiento de las cuotas mínimas de energía renovable en Chile: 33 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile a) Reducción del 65% como mínimo de las emisiones de GEI respecto de los combustibles fósiles, en el caso de los biocarburantes y biogás consumido en el sector del transporte y minería y de biolíquidos. b) La reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero derivada de la utilización de combustibles líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico para el transporte y minería será de un 70% como mínimo. c) La electricidad, la calefacción y la refrigeración producidas a partir de residuos sólidos municipales no estarán sujetas a los criterios de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero. d) Los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa agrícola que se tengan en cuenta para el cumplimiento de la cuota de energía renovable no se fabricarán a partir de materias primas procedentes de tierras de elevado valor en cuanto a biodiversidad, tales como: bosques primarios y otras superficies boscosas; bosques con una rica biodiversidad; zonas designadas por ley o por las autoridades competentes correspondientes con fines de protección de la naturaleza; prados y pastizales con una rica biodiversidad y una extensión superior a una hectárea que sean naturales, es decir, prados y pastizales que seguirían siéndolo de no haber intervención humana y que conservan la composición en especies naturales y las características y procesos ecológicos; e) Los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa agrícola que se tengan en cuenta para el cumplimiento de la cuota de energía renovable, no se fabricarán a partir de materias primas procedentes de tierras con elevadas reservas de carbono, tales como: humedales, es decir, tierras cubiertas de agua o saturadas por agua permanentemente o durante una parte importante del año; zonas arboladas continuas, es decir tierras con una extensión superior a una hectárea, con árboles de una altura superior a cinco metros. f) Los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa agrícola que se tengan en cuenta para el cumplimiento de la cuota de energía renovable no deberán cumplir las restricciones del cambio indirecto del uso de la tierra (ILUC). Los criterios de sostenibilidad aplicados por la UE se encuentran descritos en el artículo 29 de la Directiva UE 2018/2001. Los valores de emisión de GEI respecto de los combustibles fósil y las reglas de cálculo para determinar las emisiones de GEI del ciclo de vida se proporcionan en el Anexo V (para biocombustibles líquidos) y el Anexo VI (para biomasa sólida y gaseosa para la producción de energía y calor) de la Directiva UE 2018/2001 (RED II), a modo de ejemplo se muestran en la siguiente tabla algunos de los valores reportados en Anexo V. La Comisión Europea puede revisar y actualizar los valores por defecto de las emisiones de GEI cuando la evolución tecnológica lo requiera. Los operadores económicos tienen la opción de utilizar los valores de intensidad de GEI predeterminados proporcionados en RED II o calcular los valores reales para su ruta. Para el caso de Chile, se debería tomar estos valores como referencia y establecer los valores que sean representativos de la realidad nacional y que se podrían incluir en la normativa, considerando todas las etapas del ciclo de vida de los energéticos renovables de más probable uso en Chile. A modo de ejemplo, en la siguiente tabla se presentan algunos casos de energéticos que se debieran considerar como parte de la normativa, cuyos valores de referencia son obtenidos de la normativa de la UE. 34 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 12: Ejemplos de reducción de emisiones de GEI del ciclo de vida para algunas vías de producción de biocombustibles. Fuente: Directiva 2018/2001 – Anexo V. Proceso de producción de biocarburante Reducción de emisiones de GEI valores por defecto respecto combustible fósil Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, 59% gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, 73% gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) Etanol de paja de trigo 83% Biodiésel de soja 47% Biodiesel de aceite de cocina usado 84% 3.7. Sistema de Información y Control El sistema de información y control debe considerar los siguientes procesos involucrados en la aplicación del sistema de cuota. El primer proceso corresponde a la determinación de la meta de cuota de energía renovable, en el cual participa el Ministerio de Energía y el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. La determinación de la cuota debe ser revisada junto con los planes quinquenales de planificación energética y medio ambiente. En un segundo proceso corresponde fiscalizar todos los procesos involucrados en el cumplimiento de la cuota de energía renovable, lo cual está a cargo de la SEC. Debe considerarse que existen otros procesos involucrados en el sistema de cuota, tal como es el caso de realizar un Registro, la Acreditación y el Traspaso de Excedentes. En el caso del sector Transporte Terrestre Carretero y Ferroviario, es el Proveedor de Energía quien tiene la responsabilidad de llevar un registro de estadísticas de venta de energía y acreditar el cumplimiento de la cuota. Para un mayor detalle se adjunta la siguiente figura. Figura 15: Sistema de Información para la Cuota de Energía Renovable del Sector Transporte Terrestre Carretero y Ferroviario. Fuente: Elaboración Propia. 35 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile En el caso del sector Minería, es la empresa minera quien tiene la responsabilidad de llevar un registro de estadísticas de compra de energía y acreditar el cumplimiento de la cuota. Para un mayor detalle se adjunta la siguiente figura. Figura 16: Sistema de Información para la Cuota de Energía Renovable del Sector Minería Fuente: Elaboración Propia. 3.8. Marco Institucional para implementación sistema de cuotas Para llevar a cabo la implementación del sistema de cuotas es necesario contar con un marco institucional con participación coordinada del sector público y privado. En relación con el sector público, es fundamental considerar la participación del Ministerio de Energía, Consejo de Ministros para la Sustentabilidad y la SEC. El Ministerio de Energía tiene la responsabilidad de liderar el proceso de determinación de la cuota de energías renovables. El Consejo de Ministros para la Sustentabilidad tiene la responsabilidad de prestar apoyo al Ministerio de Energía proporcionando una visión acerca del impacto en los respectivos sectores económicos. La SEC tiene la misión de fiscalizar todos los procesos involucrados en el cumplimiento de la cuota de energía renovable, y en el caso de determinar incumplimientos, la misma SEC debe aplicar las sanciones correspondientes, tales como el pago de multa por el déficit asociado a la cuota. Como parte del sector privado, participan el Panel de Expertos, el Proveedor de Energía, Empresa Minera, Empresa Certificadora y la Agencia Coordinadora de Atributos Renovables. El Panel de Expertos, quien tiene total independencia, colabora en la interpretación de la normativa y en la resolución de diferencias entre las partes involucradas.45 El Proveedor de Energía corresponde a la empresa que suministra energía y que tiene la responsabilidad de cumplir con la cuota de energía renovable en el caso del sector transporte terrestre carretero y ferroviario. La Empresa Minera corresponde a la empresa que consume energía 45 En Alemania el rol de panel de experto lo ejerce La Clearingstelle, institución independiente del Estado que fue creada por ley.www.clearingstelle-eeg-kwkg.de. 36 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile y que tiene la responsabilidad de cumplir con la cuota de energía renovable en el caso del sector minería. La Empresa Certificadora tiene la función de certificar el atributo renovable que dice relación con el porcentaje de reducción de emisiones y certificar la acreditación del cumplimiento de la cuota. La Agencia Coordinadora de Atributos Renovables tiene la función de emitir, intermediar traspasos de excedentes y cancelar atributos renovables. Para determinar la participación de las instituciones del sector público y privado, tanto en el sector TTCF como sector Minería, véase la siguiente tabla. Tal como se puede apreciar en dicha tabla, la diferencia entre ambos sectores corresponde a la definición de quien asume la responsabilidad por los registros, acreditación y traspaso de excedentes. En el sector TTCF el responsable es el proveedor de energía y en el sector Minería, la responsabilidad recae sobre la empresa minera. Tabla 13: Marco Institucional para implementación sistema de cuotas. Fuente: Elaboración Propia. 3.9. Medidas complementarias para sistema de cuotas Tal como se indicó en el punto 3.1. la instalación de un sistema de cuotas de energías renovables requiere de medidas complementarias que permitan avanzar en la incorporación de estas energías en los distintos sectores generadores de las emisiones de GEI. A continuación, se describen las principales medidas identificadas para apoyar la instalación del sistema de cuotas en Chile. 3.9.1. Ajuste de impuesto Como parte de la estructura del precio final de los combustibles en Chile se encuentra el impuesto específico, cuyos valores se muestran en la siguiente tabla. 37 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 14: Impuestos a los combustibles en Chile. Fuente: Elaboración Propia. Nota: Se considera valor de UTM del mes de agosto de Impuesto Específico actual para los Combustibles $58.772 y tipo de cambio promedio del mes de agosto de 0,9874 euros/dólar. UTM/m3 euros/GJ Nota 1: se considera un Poder Calorífico Inferior de 23,1 Gasolina Vehicular 6,0 12,03 MJ/l correspondiente a Propano obtenido de www. Diesel 1,5 2,67 engineeringtoolbox.com / Combustion / Fuels Higher and Lower Calorific Values Gas Licuado Vehicular 1,4 3,89 Nota 2: se considera un Poder Calorífico Inferior de 8.400 Gas Natural Vehicular 1,93 (*) 3,52 Kcal/Sm3 para el gas natural (*) UTM/1000 m3 Basados en la experiencia de la UE, que ha definido como objetivo avanzar hacia impuestos específicos basados en contenido energético y desempeño ambiental, con valores de 10,75 euros/ GJ para el diésel en un extremo hasta 0,15 euros/GJ para biogás o hidrógeno renovable, tal como se muestra en la siguiente tabla.46 Tabla 15: Esquema de impuestos a combustibles propuestos por UE en base a desempeño ambiental. Fuente: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/es/qanda_21_3662; Revisión de la Directiva sobre fiscalidad de la energía (DFE). Energético Impuesto Combustibles fósiles convencionales, como el gasóleo, la 10,75 euro/GJ cuando se utilicen como carburante de gasolina y los biocombustibles no sostenibles automoción y 0,9 euro/GJ cuando se utilicen para calefacción Gas Natural, GLP y los combustibles no renovables de 7,17 euro/GJ (2/3 * Fósil) cuando se utilice para carburante de origen no biológico, que, aunque son de origen fósil, automoción y 0,6 euro/GJR cuando se utilice para calefacción pueden seguir prestando apoyo a la descarbonización a corto y medio plazo Biocarburantes sostenibles, pero no avanzados 5,38 euro/GJ (½ * Fósil) cuando se utilicen como carburante de automoción y 0,45 euro/GJ cuando se utilicen para calefacción. Electricidad, independientemente de su uso; los biocarburantes sostenibles avanzados; el biogás se 0,15 euro/GJ aplicará el tipo mínimo más bajo; combustibles renovables de origen no biológico, como el hidrógeno renovable Hidrógeno con bajas emisiones de carbono y los 0,15 euro/GJ durante un período transitorio de 10 años combustibles conexos La propuesta para Chile, en una primera fase es eliminar la exención al pago del impuesto al diésel; entre las empresas que tienen acceso a esta devolución se encuentran las empresas de transporte de carga (propietarias o arrendatarias con opción de compra de camiones), tanto nacional, como sus transportes de carga desde Chile al exterior y viceversa. En una segunda fase se debería avanzar hacia una nueva metodología de cálculo del impuesto a los combustibles basado en su contenido energético y su comportamiento medioambiental. Adicionalmente se propone ampliar la base imponible incluyendo más productos en ella, tales como gas natural y electricidad. 46 Directiva 2003/96/CE relativa a impuestos aplicables a la energía 38 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile En su concepto esta es una propuesta similar a la planteada en la Estrategia de Instrumentos Económicos para la Transición Energética, publicada por el Ministerio de Energía en enero de 2022 para el diésel, la cual plantea eliminar exenciones al impuesto específico y aumentar su valor hasta 6,0 UTM/m3. Tabla 16: Propuesta de Modificación del Impuesto Específico de los Combustibles. Fuente: Estrategia de Instrumentos Económicos para la Transición Energética, Ministerio de Energía, 2022. Propuesta : Modificar el Impulso Específico a los Combustibles 3.9.2. Ajuste a las Normas de Combustibles En el caso de la especificación del diésel en Chile, la norma definida por el Decreto 60 del Ministerio de Energía publicada el 17 de marzo de 2012 indica que se debe informar el contenido de biodiesel. A continuación, se muestra la especificación del biodiesel, según el Decreto 11 del Ministerio de Economía del año 2008, en la cual se deberían incorporar los criterios de sostenibilidad. 39 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 17: Especificación del biodiesel en Chile. Fuente: Norma definida por el Decreto 60 del Ministerio de Energía publicada el 17 de marzo de 2012. Se debería modificar la especificación del diésel para permitir la mezcla del biodiesel en porcentajes mayores, en caso de requerirse para cumplir con la normativa que se establezca. El biodiesel sólo podrá mezclarse con petróleo diésel en un 2% o en un 5% del volumen resultante de la mezcla. El producto mezclado debe cumplir con la calidad exigida en las respectivas especificaciones de los combustibles fósiles que han sido objeto de la mezcla. Adicionalmente, el biocombustible debe cumplir con los criterios de sostenibilidad definidos en el punto 3.6 de este informe. Para uso de biocombustibles en las gasolinas se debería adecuar las especificaciones en base a las siguientes consideraciones: - Aumentar el contenido máximo de oxígeno hasta 3,7% desde el actual 2,0%. Se debería permitir exceder el límite del 2,0% sólo si se utiliza etanol renovable. - En caso de incluirse un contenido de bioetanol, se debe considerar un waiver o aumento en el límite permitido para la presión de vapor (RVP). Los límites actuales en la Región Metropolitana son 55 kPa (verano) y 69 kPa (invierno). En el caso de Europa se permite hasta un aumento de 7,8 – 8.0 kPa para volúmenes entre 5% y 10% de etanol. - En el caso del metanol, que puede ser elaborado con hidrógeno verde y CO2 de chimenea, se debería permitir hasta un 3% como componente en la gasolina. La norma sólo permite hasta 1% en los demás oxigenados que se agregan a la gasolina. Se debería realizar un análisis del impacto en las emisiones de gases contaminantes de estas modificaciones propuestas. Dicho análisis debe involucrar el parque vehicular y sistema de 40 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile distribución en Chile, lo cual debe ser hecho en línea con las especificaciones de las gasolinas permitidas en la Unión Europea. 3.9.3. Restricción de emisiones de CO2 a vehículos nuevos y definiciones de estándar mínimo de infraestructura La incorporación de vehículos cero emisiones como una obligación en el mercado del transporte es una condición necesaria para avanzar en la reducción de las emisiones del sector. A modo de referencia se muestran las condiciones consideradas en la proyección de la PELP para el escenario de Carbono Neutralidad, las que están alineadas con las medidas implementadas en Europa y California. Tabla 18: Medida del Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad: Vehículos Cero Emisiones. Fuente: Informe PELP 2023 - 2027. Nota: lge: Litro de gasolina equivalente MEDIDAS Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad Transporte público urbano 100 % buses eléctricos al 2045 Taxis 100 % parque eléctrico a 2038 Electromovilidad 100% venta vehículos cero emisiones a 2040 60% Vehículos Medianos participación vehículos eléctricos al 2050 Transformación de vehículos Reemplazo de 15% de stock vehículos convencionales a livianos a VEs vehículos eléctricos (VE) al 2035 2024: 22,5 km/lge 2040: 34,8 km/lge Vehículos Livianos 2027: 27,3 km/lge 2050: 39,6 km/lge Estándares de 2030: 28,9 km/lge rendimiento energético 2025: 15,2 km/lge 2031: 20,0 km/lge Vehículos Medianos 2028: 18,5 km/lge 2040: 25,0 km/lge Se propone definir el estándar mínimo requerido de las estaciones de carga de hidrógeno. A modo de referencia, en la UE se definió que las estaciones de carga de hidrógeno de acceso público deben considerar lo siguiente en su diseño: - Capacidad mínima de 2 t/día - Equipadas con al menos un dispensador de 700 bares, - Situadas a una distancia máxima de 150 km entre ellas, en las carreteras troncales prioritarias definidas por la autoridad. - En caso de optar por suministro de hidrógeno líquido en estaciones de repostaje de acceso público se deberían situar a una distancia máxima de 450 km entre ellas. En California el Estado también identificó zonas prioritarias en donde se deberían instalar las estaciones de servicio de energías renovables (Electricidad/hidrógeno) y en esos sectores entrega aportes financiero para la construcción. 41 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 3.9.4. Programas de Incentivo de Hidrógeno y Otras Energías Renovables En un escenario en que se exige una cuota mínima de energía renovable en los combustibles, se podría analizar el potencial de producción en Chile de algunos energéticos renovables, que se han desarrollado en California y Alemania. Estos energéticos tienen la ventaja de poder utilizar la infraestructura actual de distribución de los combustibles fósiles, hasta el consumidor final y su utilización no requiere de transformaciones tecnológicas en el usuario final. Entre los energéticos cabe mencionar los siguientes: - Biocarburante avanzado: Biocarburante a partir de algas y desechos forestales, entre otras. - Diésel renovable: Proveniente de aceite reciclado y grasas animales. - Biogás: Proveniente de vertederos municipales o estiércol de animales entre otras. En caso de existir potencial, el incentivo debería consistir en un apoyo financiero para la inversión en las primeras instalaciones de producción de estos energéticos renovables para acelerar su producción en Chile, en la medida que sea competitivo contra la importación del mismo energético renovable, tal como lo ha implementado California a través del Clean Transportation Program. Tabla 19: Resumen del Programa de Transporte Limpio: Producción de Combustibles de Bajo Carbono. Fuente: 2022 to 2023 Investment Plan Update for the Clean Transportation Program – April 2022 – CEC. Fondos solicitados Cantidad de por las Propuestas Cantidad de Propuestas Fondos Otorgados (en Tipo de Combustible Propuestas Calificadas* Calificadas* (en Seleccionadas millones de dólares) Presentadas Millones de dólares) Sustitutos de la Gasolina 28 $71.8 14 $31.8 Sustitutos del Diésel 62 $187.1 26 $75.1 Biometano 71 $221.4 33 $92.6 Hidrógeno Renovable 13 $38.7 5 $16.9 Total 174 $519 78 $216.4 (*) El término “Propuestas Calificadas” se refiere a aquellas propuestas que al menos recibieron un puntaje de aprobación. 3.9.4.1. Incentivo para uso de hidrógeno en transporte pesado/mediano y buses interurbanos Se propone un programa de incentivo para vehículos pesados a hidrógeno. Dicho incentivo aplicaría a camiones de carga pesados o medianos o buses interurbanos. El proyecto debería incluir: - Estaciones de carga de hidrógeno, - La compra y mantención de los vehículos de carga pesados o medianos o buses a hidrógeno y - La compra del hidrógeno renovable. 42 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Considerando que CORFO ha asignado recursos a varios proyectos de producción de hidrógeno, especialmente en la zona de Antofagasta, Valparaíso y Concepción, se puede utilizar parte de esta producción para el programa piloto de los vehículos pesados. Al igual que en los ejemplos de proyectos piloto que se han implementado en California, se propone que el Estado a través de CORFO, realice una adjudicación de fondos para al menos tres proyectos: uno en la zona de Antofagasta, otro en la zona central del país (Región de Valparaíso – Región Metropolitana) y otro en la Región del Bío Bío. Estos proyectos de implementación de logística de distribución y demostración de uso deben cumplir con la condición de asegurar una fuente de suministro de hidrógeno renovable para toda la duración del proyecto piloto. Se podría flexibilizar el combustible, permitiendo el uso de hidrógeno gris de instalaciones existentes en el país hasta el año 2025, de tal forma de asegurar el suministro para el programa piloto e incluso poder iniciar antes el piloto de logística y uso de hidrógeno. Considerando como base el proyecto de Norcal Zero-Emission que se ejecutará para el período 2021 – 2025, en Oakland, California, este incluye una estación de carga y 30 camiones pesados de celda de combustible a H2 XCIENT desarrollados por Hyundai. Este proyecto tiene un costo total de MUSD 41, de los cuales MUSD 29 fueron aportados por privados y MUSD 12 por el CARB. En el caso de Chile, se deberían agregar 2 estaciones de carga adicionales, para generar 3 ubicaciones. Considerando un costo de 2 MUSD por estación de carga, el costo total sería de MUSD 45, de los cuales MUSD 13 podrían ser aportados por el Estado de Chile y MUSD 32 por los privados. 3.10. Cronograma de actividades para implementación de sistema de cuotas en Chile. Como referencia para la implementación de un sistema de cuotas de energías renovables en Chile, se puede mencionar que la Unión Europea lanzó su primera exigencia como una cuota indicativa en 2003 estableciendo la primera exigencia a partir de 2011 y California, Estados Unidos lanzó la ley en 2006 iniciando la exigencia para combustibles vehiculares en 2011. 43 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 20: Cronograma de implementación sistema de cuotas de energías renovables en combustibles: Europa y California. Fuente: Directivas de Energías Renovables en Europa y Leyes de Energías Renovables de California El Estado de Chile ha impulsado diversas leyes que le permitirán avanzar en la reducción de emisiones de GEI, destacándose la Ley de Eficiencia Energética, que, entre otras medidas, mandata al Ministerio de Energía para desarrollar un Plan de Nacional de Eficiencia Energética, el cual debe actualizarse cada 5 años y en la primera versión deberá contemplar una meta de reducción de intensidad energética de al menos un 10% al 2030. Por otra parte, la Ley Marco del Cambio Climático mandata al Ministerio del Medio Ambiente a desarrollar una Estrategia Climática de Largo Plazo, establecer presupuestos sectoriales de GEI, así como los planes sectoriales de mitigación, entre los cuales podría integrarse las cuotas mínimas de energías renovables, en los sectores TTCF y minería. Como parte de la estrategia del control de emisiones de GEI para los sectores de generación eléctrica e industrial, se propone implementar un sistema “cap and trade”. Como marco referencial de implementación se muestra la propuesta de implementación presentada en el documento en Estrategia de Instrumentos Económicos para la Transición Energética del Ministerio de Energía publicado en 2022. 44 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Figura 17: Cronograma de implementación sistema “Cap and Trade”. Fuente: Elaboración Propia considerando el Marco Legal en Chile para control de GEI y Estrategia de Instrumentos Económicos para la Transición Energética del Ministerio de Energía, 2022. En este contexto, se propone como principales actividades para implementar el sistema de cuotas de energías renovables en los sectores de transporte y minería en Chile, las que se muestran en la siguiente Carta Gantt. Figura 18: Cronograma de Implementación Sistema de Cuota de Energías Renovables. Fuente: Elaboración Propia 2027 en 2022 - 2023 2024 - 2025 2026 adelante 1) Cuantificación de costos medios y marginales de reducción GEI por sector económico y beneficios país, de distintos escenarios de cuotas con foco en TTCF y Minería, en base a los escenarios de la PELP. Identificación de sectores más vulnerables y programas de apoyo. Consideraciones de seguridad energética. 2) Instalación de mesas de trabajo con las partes interesadas para recibir aportes y difundir los objetivos de la nueva iniciativa. 3) Validación del diseño del sistema de cuotas al interior del Estado. 4) Diseño e implementación de captura de información, para todos los sectores de consumo de combustibles 5) Diseño e implementación de mecanismo de verificación y transacción de excedentes/déficit de cumplimiento de la exigencia. 6) Tramitación legislativa del proyecto de ley o implementación como parte de los planes sectoriales de mitigación de GEI dentro de la ley de MCC. 7) Reglamento si es necesario e implementación de medidas para la puesta en marcha del sistema de cuotas. 8) Puesta en marcha del sistema de cuotas, con primer año de marcha blanca. 45 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tanto Europa como California, utilizan una base cuantitativa para definir las metas de reducción de emisiones y las medidas de mitigación que implementarán en cada sector que genera las emisiones de GEI. En el caso de Europa se trata del PNIEC, mientras que en California se denomina Plan de Alcance (“Scoping Plan”). Siguiendo esta práctica se propone como primera actividad para la determinación de las cuotas, para los sectores TTCF y minería, realizar un análisis cuantitativo el cual debe considerar la estrategia climática de las principales empresas del sector y las metas que deben cumplir los sectores para que el país alcance la carbono neutralidad al 2050, según la Ley Marco del Cambio Climático. Este trabajo se debería realizar en interacción con las partes interesadas de cada uno de los sectores que se busca regular, por ejemplo, a través de mesas de trabajo (actividad 2). En este marco, se recomienda llevar a cabo el desarrollo del plan de mitigación de GEI a través de la incorporación de energías renovables, considerando un proceso participativo, que articule las metas y objetivos de las leyes y estrategias vigentes, y genere acciones que habiliten el cumplimiento de los compromisos asumidos, entre ellos que las empresas aumenten sus metas corporativas para estar alineados con la ruta nacional hacia la carbono neutralidad. A través de este trabajo de análisis cuantitativo se debe determinar los costos medios y marginales de la implementación del sistema de cuotas en los sectores propuestos. En dicho contexto, es fundamental determinar la viabilidad de la implementación desde el punto de vista de la disponibilidad de la producción de las energías renovables requeridas, o su importación, así como la disponibilidad de las tecnologías que permitirán el uso de estas energías renovables. Se deberá tener en consideración también el impacto sobre sectores vulnerables y los programas que permitan reducir dicho impacto. Finalmente, se debe tener en consideración las implicancias en la seguridad energética del país y la competitividad entre los distintos energéticos. Adicionalmente, este estudio podría incorporar los sectores de generación eléctrica e industria, para determinar las metas que deberían alcanzar en términos de la reducción de emisiones, que se debería incorporar en el sistema “cap and trade”. La actividad 3, correspondiente a la validación del sistema de cuotas propuesto al interior del Estado, es una actividad que permitiría recibir los aportes de las distintas entidades del Estado, fortaleciendo el diseño para su aplicación en Chile. En paralelo, se podría iniciar el diseño e implementación de un sistema de captura de información que permita dar respuesta a las necesidades del sistema de cuotas de energías renovables (actividad 4). Una vez concluida las actividades 1, 2 y 3 hacia fines de 2023, y se disponga del diseño final del sistema de cuotas, con metas específicas para cada uno de los sectores, se podría iniciar la tramitación legislativa, la que podría prolongarse por un período de 2 años. En paralelo se podría iniciar una segunda fase de diseño e implementación de los mecanismos de verificación de cumplimiento de las cuotas mínimas de energías renovables, para cada una de las empresas incorporadas al sistema de cuotas. También se debe incluir un diseño de los mecanismos de transferencia de excedentes y déficit de cumplimiento entre las empresas incorporadas en el sistema. Hacia el año 2026, debería terminar de implementarse el sistema de cuota. Para ello se debe elaborar un reglamento que defina en detalle la operatoria del sistema de cuota que operaría en Chile, 46 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile incluyendo entre otras las responsabilidades de los distintos actores involucrados, las metodologías de medición y verificación de cumplimiento, la flexibilidad de cumplimiento y las posibles sanciones que se podrían aplicar en caso de no cumplimiento. Hacia 2027 debería comenzar a operar el sistema de cuotas de energías renovables en los sectores TTCF y minería en Chile. 3.11. Cuota global de energía renovable para Chile e impacto en las emisiones de GEI 3.11.1. Políticas y Estrategias de la Cuota Global de Energías Renovables La ley Marco del Cambio Climático, establece que Chile debe alcanzar la carbono neutralidad al 2050. Para alcanzar dicho objetivo, según la proyección de la PELP 2023-2027 (Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad, identificado como Escenario de Diseño de Cuota en el presente estudio), se requiere de una reducción de las emisiones del 54% respecto del año 2018. Para estos efectos se requiere implementar una serie de estrategias con distintos responsables, y que forman parte de la cuota global de energías renovables, entre las cuales cabe destacar las siguientes: o Implementación de sistema “cap-and-trade”, que considere los sectores generación eléctrica e industria para el período 2025 a 2035, considerando un 7,1% de reducción de GEI por año, calculado en base a la proyección de la PELP 2023-2027. Mientras se implementa este sistema de “cap and trade” se debe considerar un aumento en la cuota de renovables al sector eléctrico pasando del mínimo del 20% según ley 20.257 a los siguientes porcentajes de obligación: 71% (2030); 84% (2040); 88% (2050) calculados en base a la proyección de la PELP 2023-2027. o Implementación de sistema de cuota para los sectores TTCF y minería. En cada uno de los sectores las obligaciones son las siguientes: Transporte 2030: 4%; 2040: 33%; 2050: 53% y Minería 2030: 41%; 2040: 62%; 2050: 82% Figura 19: Estrategias de Control de GEI vs Meta De Reducción de Emisiones. Fuente: Elaboración Propia 47 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 3.11.2. Formulación y Criterios de Cálculo de la Cuota Global de Energías Renovables La cuota global de energía renovable para Chile incluye el consumo de energía bruta final de todos los sectores de la economía, incluidos los consumos de los sectores de transformación (generación eléctrica y refinerías de petróleo). Figura 20: Balance Nacional de Energía 2018 (Tcal). Fuente: www.energiaabierta.cne.cl. La cuota de energía procedente de fuentes renovables se calculará dividiendo el consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables por el consumo final bruto de energía de todas las fuentes energéticas, y se expresará como porcentaje. Cuota Global de Energía Renovable Consumo Final Bruto de Energía Procedente de Fuentes Renovables = *100% Consumo Final Bruto de Todas las Fuentes Energéticas El consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables se calcula como la suma: a) del consumo final de electricidad procedente de fuentes renovables; b) del consumo final de energía procedente de fuentes renovables en el sector industrial, comercial, público, residencial y autoconsumo. c) del consumo final de energía procedente de fuentes renovables en el sector del transporte. El gas natural, la electricidad y el hidrógeno procedentes de fuentes renovables solamente se contabilizarán una vez para el cálculo de la cuota de consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables. No se tendrán en cuenta los biocarburantes y biolíquidos que no cumplan los criterios de sostenibilidad. 48 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Consumo final bruto de todas las fuentes energéticas: se calcula como la suma de los productos energéticos suministrados con fines energéticos a la industria, el transporte, los hogares, los servicios, incluidos los servicios públicos, la agricultura, la silvicultura y la pesca, el consumo de electricidad y calor para los centros de transformación (generadoras eléctricas y refinerías de petróleo) y las pérdidas de electricidad y calor en la distribución y el transporte de la energía eléctrica. 3.11.3. Cálculo de la Cuota Global de Energías Renovables Como resultado del conjunto de medidas propuestas en los distintos ámbitos de gestión de las emisiones de GEI, se alcanzaría a 2050 una reducción de las emisiones de GEI del 54% respecto al 2018, considerando entre otras medidas una incorporación de energías renovables del 55% en el sector energía (Escenario Diseño de Cuota: PELP 2023-2027_Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad), principalmente energía eléctrica renovable, hidrógeno renovable, biomasa y energía solar. Figura 21: Meta de Cuota de Energía Renovable A Nivel Global (%): Escenario Diseño de Cuota (2025-2050). Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. 3.12. Sistema de cuotas y mercado de exportación de hidrógeno verde El sistema de cuotas de energías renovables en el mercado de combustibles generará una demanda de energía renovable y en el caso de los vehículos pesados dicha energía podría ser hidrógeno renovable. Para abastecer dicha demanda se podrían generar proyectos de producción de hidrógeno verde en el país, lo que permitiría generar conocimiento en el sistema de aprobación de proyectos y regulación en Chile. 49 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Por otra parte, el desarrollo de proyectos para el mercado de exportación generaría producción a gran escala. Estos proyectos se verían beneficiados de un sistema de aprobación y regulación, fortalecido por la experiencia de los proyectos ya implementados para cumplir con las cuotas de energías renovables en Chile. A la vez los proyectos a gran escala podrían reducir los costos de producción, generando una oferta de hidrógeno renovable competitivo que podría acelerar el desarrollo del mercado local de hidrógeno renovable. De esta forma, el marco regulatorio de un sistema de cuotas de energías renovables sería complementario al mercado de exportación de hidrógeno renovable, debido al aprendizaje que se podría generar en el mercado local. Por otra parte, la disponibilidad de hidrógeno renovable a costos más competitivos asociado al mercado de exportación acelerará el despliegue del hidrógeno verde en las distintas aplicaciones en Chile. 4. Dimensionamiento de Infraestructura para Abastecimiento de Hidrógeno Renovable El dimensionamiento del capex y opex requerido por la infraestructura para la producción y distribución del hidrógeno renovable permite dimensionar los recursos económicos que se deben destinar para que esta industria se materialice en Chile y también permite realizar una primera estimación del nivel de costo que tendría esta energía renovable de bajas emisiones de gases de efecto invernadero y poder medir su competitividad con las demás energías disponibles. En esta estimación no se miden las externalidades positivas que generaría esta industria en el país como las menores emisiones comparadas con otros energéticos, la generación de empleos y el ahorro de divisas al producir en Chile esta nueva energía. 4.1. Condiciones generales para la estimación de infraestructura requerida El dimensionamiento de la infraestructura requerida para la producción de hidrógeno renovable se abordó para la totalidad de la demanda proyectada para el año 2050 (2,0 Mt/a) y para la logística de distribución del sector transporte pesado/mediano de carga, ya que es el de mayor demanda y cobertura geográfica. Para el dimensionamiento se consideró el escenario Diseño de Cuota (PELP_2023-2027: Esc. Rumbo a la Carbono Neutralidad), en el cual el sector de transporte pesado/ mediano de carga representa 64% de la demanda total de hidrógeno renovable. 50 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Figura 22: Demanda de Hidrógeno Renovable (Ton): Escenario Diseño de Cuota (2025-2050). Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. La actividad minera motriz, en el escenario diseño de cuota, representa un 26% de la demanda total de hidrógeno renovable, y se consideró sólo la capacidad de producción de hidrógeno, asumiendo que ésta se instala cercana a las faenas por lo que no requiere logística de distribución específica. Para el sector industrial que representa 6,5% de la demanda total (escenario diseño de cuota) se consideró sólo la capacidad de producción y transporte hasta los city gate. No se consideró distribución hasta el punto final de consumo. Tabla 21: Demanda de hidrógeno regional total (Ton): Escenario Diseño de Cuota (2025-2050). Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. 51 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 22: Demanda de hidrógeno regional del transporte pesado/mediano de carga: Escenario Diseño de Cuota (2025-2050). Fuente: Elaboración propia en base a proyecciones del PELP 2023-2027 del Ministerio de Energía de Chile. Tal como se muestra en la Tabla 20, a nivel regional, la mayor demanda se concentra en la región de Antofagasta, derivado principalmente por la actividad minera y, en especial, por los camiones de extracción de alto tonelaje CAEX. La zona central (Regiones de Valparaíso a Bío Bío, incluyendo Región Metropolitana) concentra el 42% de la demanda total de hidrógeno renovable en el año 2050. Como se observa en la Tabla 21 para el sector de transporte pesado/mediano la zona central (Regiones de Valparaíso a Bío Bío, incluyendo Región Metropolitana) concentra el 49% de la demanda total en el año 2050. 4.2. Estimación de capacidad de electrólisis y generación eléctrica Basados en la demanda de hidrógeno renovable que se proyecta abastecer al 2050, se determinó la capacidad requerida de electrólisis considerando el factor de planta de cada una de las fuentes de energía renovable disponible en cada una de las regiones.47 48 49 Se consideró electrolizadores tipo PEM con eficiencia de 69,25%, correspondiente a un consumo de 48,1 kwh/kg de hidrógeno.50 47 El potencial eólico, solar e hidroeléctrico de Arica a Chiloé – Christian Santana – 2014 Proyecto Estrategia de Expansión de Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados (MINENERGIA / GIZ), 2014. 48 Energía 2050 Política Energética – Región de Aysén – Ministerio de Energía Enero 2018. Potencial eólico de Aysén con factor de planta de 0,40. 49 Identificación de Potenciales Renovables – Caso Eólico – Febrero 2021. Potencial eólico de Magallanes con factor de planta de 0,50 y superior. 50 Cost Forecast for Low Temperature Electrolysis – Technology Driven Bottom-up Prognosis for PEM and Alkaline Water Electrolysis Systems - Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE - October 2021. 52 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 23: Capacidad requerida de Electrólisis versus Potencial disponible de Energías Renovables: Escenario Diseño de Cuota (2050). Fuente: Elaboración propia en base a información de las referencias indicadas. El mayor potencial de energías renovables se tiene en el norte con energía solar. La zona central carece de recursos para abastecer toda su demanda, por ello debe ser suplementada desde la zona norte. Se ha seleccionado el abastecimiento con energía solar fotovoltaica, debido a que requiere una inversión de 760 US$/kW versus CSP que requiere 3.100 US$/kW.51 Considerando abastecimiento solar y eólico en las regiones que disponen de este recurso, la capacidad requerida de electrólisis para producir 2.045 kton/a de hidrógeno renovable al 2050, en el escenario diseño de cuota (PELP 2023_2027: Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad), es de 36.620 MW, con la apertura por región y el escalamiento en el tiempo que se indica en la siguiente tabla. Esta estimación considera un factor de 90% de operación para los electrolizadores. La capacidad eléctrica requerida sería también de 36.620 MW. Tabla 24: Capacidad total instalada requerida de electrólisis en cada año 2025 – 2050: Escenario Diseño de Cuota. Fuente: Elaboración propia. 51 Información de proyectos aprobados recientemente y proyecciones para el año 2030 de PELP 2023-2027 de Agosto 2021 53 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile La Región de Antofagasta concentraría alrededor del 66 % de la capacidad total, incluyendo la capacidad para abastecer la demanda propia y la capacidad requerida para abastecer la zona central. 4.3. Diseño y dimensionamiento de la infraestructura de transporte La Comisión Europea en su estrategia de desarrollo de infraestructura para hidrógeno renovable considera en una primera etapa instalar electrolizadores para cubrir demandas locales de polos industriales y para abastecer estaciones de carga de hidrógeno vehicular y en paralelo comenzar a desarrollar una red de gasoductos, nuevos o readecuaciones de ductos existentes de gas natural 52 53 para suministrar mayores volúmenes. En el caso de Chile, en los inicios del mercado de hidrógeno renovable, se recomienda desarrollar una primera etapa de producción en ciertas regiones con energía solar y eólica para abastecer las demandas locales y de las regiones aledañas, utilizando distribución de hidrógeno gaseoso mediante camiones. En paralelo se recomienda comenzar el desarrollo de un gasoducto de transporte de hidrógeno desde la Región de Antofagasta a la Región Metropolitana asociado con producción de hidrógeno, así como la de un gasoducto de distribución desde la Región Metropolitana a la Región del Biobío, que entren en operación hacia el año 2035. Esto último, considerando que proyectos de estas características podrían requerir plazos de 8 a 10 años para su ejecución, basados en el proyecto HVDC Kimal (Antofagasta) – Lo Aguirre (Región Metropolitana), correspondiente a una línea de alta tensión de 3.000 MW en 600 KV, con una extensión de 1.500 km, licitada en 2020 y fecha estimada de puesta en marcha mayo 2029.54 En la siguiente figura se muestra el esquema de producción y distribución propuesto para el hidrógeno renovable. Figura 23: Infraestructura de producción y logística de transporte y distribución primaria. Fuente: Elaboración propia 52 Transporting Pure Hydrogen by Repurposing Existing Gas Infrastructure: Overview of existing studies and reflections on the conditions for repurposing – ACER European Union Agency for theCooperation of Energy Regulators - 16 July 2021. 53 Analysing future demand, supply, and transport of hydrogen. European Hydrogen Backbone - June 2021. 54 54 www.revistaei.cl del 6 de diciembre de 2021. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Los gasoductos de hidrógeno tienen ventajas económicas sobre las líneas de transmisión eléctricas. Como alternativa al gasoducto de transporte de hidrógeno, se analizó la opción de transmitir energía eléctrica desde Antofagasta y producir el hidrógeno en la Región Metropolitana. La conclusión fue que la alternativa más conveniente es el gasoducto de hidrógeno desde el punto de vista técnico y económico. Otros estudios han llegado a conclusiones similares.55 Para su comparación, ambas alternativas fueron evaluadas para una capacidad de 828 Kt/a de hidrógeno correspondiente a la demanda insatisfecha de la zona central en el año 2050. Esto requeriría una capacidad de electrólisis de alrededor de 15.000 MW. Ambas alternativas tienen una extensión de 1.500 km. En base a metodología de publicaciones recientes de dimensionamiento de gasoductos de hidrógeno,56 se estimaron las características principales del gasoducto de transporte desde el norte a la zona central. Considerando además un 30 % de sobrecapacidad, para absorber las variaciones debido a los factores de planta de la generación eléctrica. El gasoducto resultó de 30 pulgadas de diámetro, con estaciones de compresión cada 500 km, con presión de operación de 70 Bar al inicio de cada etapa de compresión y 28 Bar a la salida, la potencia total de compresión es de 188 MW. Para la determinación del Capex y Opex, se incluyó una planta de generación eléctrica de tipo solar fotovoltaica para suministrar dicha potencia. Para la alternativa de transmisión eléctrica se consideró la tecnología HVDC de 800 KV.57 La capacidad requerida es de 15.500 MW considerando pérdidas de transmisión de 0,15%/100 km y pérdidas de conversión de 1%. Se requerirían dos líneas de transmisión o más. Basado en información de costos de Capex y Opex disponibles,58 la valorización de ambas alternativas se presenta en la siguiente tabla: Tabla 25: Capex y Opex Gasoducto de Hidrógeno versus Línea Transmisión Eléctrica. Fuente: Elaboración propia en base a las referencias que se indican. Por sobre la ventaja económica, la opción del gasoducto de hidrógeno entrega mayor flexibilidad ante variaciones del recurso energético solar y para futuras ampliaciones de capacidad. Opera además como almacenamiento limitado de hidrógeno, absorbiendo las variaciones tanto en su producción como en su demanda. Adicionalmente, permite realizar abastecimiento hacia zonas intermedias en el trazado. En base a los mismos antecedentes, se dimensionó el gasoducto de distribución de la zona central, resultando de 24 pulgadas y una estación de compresión para 500 km de longitud desde la Región Metropolitana hasta la Región del Biobío (Los Ángeles). Este gasoducto está conectado al gasoducto de transporte de hidrógeno del norte. Desde el extremo de este gasoducto se puede abastecer mediante camiones las regiones del sur, en casos de indisponibilidad de las plantas de producción 55 Cost of long-distance energy transmission by different carriers. DeSantis et al. iScience 24, 103495 December 17, 2021. 56 The Techno-Economics of Hydrogen Pipelines / Transition Accelerator Technical Briefs - Volume 1 - Issue 2 - November 2021. 57 Analysing future demand, supply, and transport of hydrogen. European Hydrogen Backbone - June 2021. 55 58 A European hydrogen infrastructure - Vision covering 28 countries. European Hydrogen Backbone - April 2022. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile de hidrógeno locales. Las zonas no cubiertas por los gasoductos continúan aumentando la capacidad de electrólisis para atender el crecimiento de la demanda de hidrógeno. 4.4. Dimensionamiento de la infraestructura de distribución a consumidores finales del sector transporte mediano/pesado La infraestructura requerida para satisfacer la demanda de hidrógeno de consumo vehicular mediano/pesado (demanda proyectada de 1.315 kt/a al 2050, 3.600 ton/día) consiste básicamente de estaciones de carga de hidrógeno y su abastecimiento por medio de camiones. En la actualidad, este abastecimiento se realiza principalmente como hidrógeno gaseoso comprimido a 200-500 Bar, con cargas máximas de 1 Ton por camión, en “Tube Trailers”. Como hidrógeno líquido, se puede transportar hasta 4 Ton por camión, pero por su elevado costo, se realiza sólo para volúmenes muy pequeños. La capacidad actual de licuefacción de hidrógeno a nivel mundial es del orden de 350 ton/día.59 Figura 24: Infraestructura de abastecimiento de hidrógeno vehicular mediano/pesado. Fuente: Elaboración propia y otros antecedentes. 60 61 62 El número de estaciones de carga de hidrógeno requeridas para abastecer la demanda del transporte de carga mediano y pesado alcanzaría a 1.364 en el 2050, de las cuales 939 serían interurbanas y 425 urbanas. Esta cifra se calcula dividiendo la demanda proyectada anual de hidrógeno por la capacidad de la estación (4 ton/d interurbana y 2 ton/d urbana) y por el número de días efectivos que operan éstas para carga de camiones estimado en 286 días/año (lunes a sábado mediodía). 60 H2 Mobility The Berlin-based Hydrogen Refuelling Company – March 2021. 61 Air Liquide Data Sheet – Modular Hydrogen Refueling Station – From Light to Heavy Duty Vehicle. 62 Air Liquide Press Release July 2020 – Air Liquide will build first high-pressure hydrogen refueling station for long-haul trucks in Europe. 56 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 26: Número de estaciones de carga de hidrógeno al 2050. Fuente: Elaboración propia. En las estaciones de carga interurbana, el número de vehículos atendidos es de alrededor de 100 por día y cargan 30-40 kg de hidrógeno,63 64 mientras que en las estaciones de carga urbana es de 70 a 80 por día y cargan 25 kg de hidrógeno.65 El número de Tube Trailers para abastecer las estaciones de carga de hidrógeno alcanzaría a 2.104 en el 2050. La determinación se realizó a nivel regional considerando las características geográficas de ellas y su demanda diaria de hidrógeno vehicular, con la posibilidad de abastecer regiones aledañas con capacidad insuficiente de producción de hidrógeno. Se consideró la siguiente regla para determinar el número de camiones en función de la distancia a recorrer: a) Si la distancia es mayor a 500 km se requieren 2 días de operación. b) Si la distancia es menor a 500 km, pero mayor a 200 km, se requiere 1 día, si necesita transbordo marítimo entonces 2 días. c) Si la distancia es menor a 200 km se requiere 1/2 día, si necesita transbordo marítimo entonces 1 día. Tabla 27: Número de Tube Trailers de hidrógeno al 2050: Escenario Diseño de Cuota. Fuente: Elaboración propia. 63 Hyundai XCIENT Fuel Cell Main Specifications 57 64 Tomorrow´s fuel today – Linde H2 refueling technologies 65 Air Liquide Data Sheet – Modular Hydrogen Refueling Station – From Light to Heavy Duty Vehicle Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 4.5. Estimación de CAPEX y OPEX de la infraestructura diseñada El CAPEX requerido para la producción de los 2.045 kt/a de hidrógeno renovable al 2050 proyectados en el escenario diseño cuota (PELP 2023_2027: Escenario Rumbo a la Carbono Neutralidad), incluyendo la generación eléctrica, la electrólisis, así como los gasoductos de transporte y de distribución, alcanza a 55.093 MUSD, para el período 2024-2050. El CAPEX adicional requerido para la distribución al consumidor final del hidrógeno vehicular (transporte de carga mediano/pesado) correspondiente a su transporte mediante tube trailers y las estaciones de carga es de 6.747 MUSD. Para la estimación de CAPEX y OPEX de los principales componentes de la infraestructura de producción y distribución de hidrógeno se utilizaron los siguientes antecedentes: a) Electrolizadores: CAPEX de 580 USD/kW (proyectados al 2030,66 ajustados a Chile) y OPEX anual estimado como 3% del CAPEX más costo del agua a 0,5 USD/ton. Cada 20 años se considera el costo de reemplazo de la pila que asciende a 28,5% del CAPEX. b) Generación eléctrica: 760 USD/kW para Solar PV y 1.000 USD/kW para Eólico (información de proyectos aprobados recientemente y proyecciones para el año 2030 de PELP 2023-2027 de Agosto 2021) de CAPEX y 1% y 2%, respectivamente de OPEX anual sobre el CAPEX.67 c) Gasoductos: valorizados según descripción previa d) Tube Trailers: 580 KUSD68 de CAPEX (valor ajustado a Chile) e) Estaciones de Carga H2: 1.200 KUSD/ton H2 de CAPEX69 70 No se realizaron estimaciones de los costos de operación de los camiones, ni de las estaciones de carga de hidrógeno, debido a la variabilidad de las distancias que deberían recorrer los Tube Trailers y la variedad de configuraciones de las estaciones de carga de hidrógeno. Tabla 28: CAPEX quinquenal de principales componentes de producción y distribución de hidrógeno: Escenario Diseño de Cuota Fuente: Elaboración propia. Tabla 29: OPEX de principales componentes de producción y distribución de hidrógeno renovable. Fuente: Elaboración propia. 66 Cost Forecast for Low Temperature Electrolysis – Technology Driven Bottom-up Prognosis for PEM and Alkaline Water Electrolysis Systems - Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE - October 2021. 67 Informe de costos de tecnologías de generación – CNE – Marzo 2020. 68 2020 DOE Hydrogen and Fuel Cells Program Review Hydrogen Storage Cost Analysis (ST100) – Strategic Analysis Inc. – May 2020. 58 69 Hydrogen refueling station cost model applied to five real case studies for fuel cell buses. E3S Web of Conferences 312, 07010 (2021). 70 NEL Investor Presentation Q1 2022 – May 11 2022. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile 4.6. Precio de hidrógeno en estación de carga versus diésel En base a la información de CAPEX y OPEX, se estimó el costo del hidrógeno producido en la Región de Antofagasta y transportado a la Región Metropolitana, según se indica en el recuadro verde de la figura a continuación. Figura 25: Suministro de H2 desde la Región de Antofagasta a RM. Fuente: Elaboración propia. Considerando el perfil de inversión, producción y costos desde el año 2035 al 2050, el costo nivelado es de 3,05 USD/kg de hidrógeno, puesto en la Región Metropolitana antes de la distribución final. Al incluir los costos de la distribución final (estudio de respaldo de Estrategia nacional de Hidrógeno), se llega a un costo final de 4,89 USD/kg. Figura 26: Estructuración del costo del hidrógeno hasta la distribución final en RM. Fuente: Elaboración propia. 71 Table 5. EER Values for Fuels Used in Light- and Medium-Duty, and Heavy-Duty Applications / Subarticle 7. Low Carbon Fuel Standard / Article 4. Regulations to 59 Achieve Greenhouse Gas Emission Reductions. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile El uso de hidrógeno como combustible (utilizando celdas de combustible) resulta en una mayor eficiencia que el uso de diésel. De acuerdo a información contenida en la regulación del programa LCFS (Low Carbon Fuel Standard) de California, una unidad de energía de hidrógeno reemplaza 1,9 unidades de energía de diésel71 en vehículos pesados motorizados con celdas de combustible de hidrógeno. Así, el valor de 4,89 USD/kg de hidrógeno equivale a 763 USD/m3 de diésel en la Región Metropolitana. Como referencia se puede mencionar que el precio del diésel en Refinería Aconcagua para el período enero-abril de 2022, alcanzó a 854 USD/m3. Al agregar el margen de distribución publicado por CNE72 para el diésel y el transporte por oleoducto desde Refinería Aconcagua a Maipú se obtiene un precio de 959 US$/m3, precio al cual debería agregarse el margen de distribución mayorista y minorista para compararlo con el precio del hidrógeno. Este nivel de precio considera un precio medio del Brent de 101 USD/Bbl. Esto muestra que el precio al cual podría llegar el hidrógeno al consumidor final en el largo plazo es competitivo con los combustibles fósiles, incluso antes de considerar todas las externalidades positivas asociadas al hidrógeno renovable. Esto muestra la necesidad de apoyar desde el punto de vista del Estado el proceso de introducción del hidrógeno renovable, a través de programas de incentivo y apoyo, y la implementación de un sistema de cuotas de energías renovables con submetas de hidrógeno renovable que permita acelerar este proceso. 72 https://www.cne.cl/estadisticas/hidrocarburo/ 60 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Anexo I: Proyecto Norcal-Zero Emission Regional and Drayage Operatrion with Fuel Cell Electric Trucks 2021-2025 El proyecto Norcal Zero-Emission Regional and adyacente al Puerto de Oakland, operar la flota Drayage Operation with Fuel Cell Electric Trucks, e infraestructura asociada por 6 años y reducir a se está desarrollando en Oakland, al norte de cero la emisión de GEI. Inicialmente la flota será California. Este proyecto se mantendrá operativo abastecida con hidrógeno renovable, cuya fuente desde 2021 a 2025. En este proyecto participan: energética presenta una participación de 57% de Hyundai Motor Co., First Element Fuel, Air Liquide, energía renovable (En Estados Unidos, el hidrógeno Universidad de Berkeley, East Bay Municipal renovable es aquel producido o resultante de fuentes Utilities District, NorCal KW, Macquarie Equipment distintas de los combustibles fósiles, tales como la Capital Inc, West Oakland Environmental Indicators biomasa, la energía solar, la energía geotérmica, Project. El objetivo del proyecto, liderado por el la energía eólica, la energía oceánica y la energía Center for Transportation and the Environment hidroeléctrica), y con Intensidad de Carbono cero. (CTE), es avanzar en la tecnología de Cero Emisión, Una vez que la demanda de hidrógeno aumente desplegando una flota de 30 camiones pesados por otros consumidores, se considerará biogás para con celda de combustible de hidrógeno XCIENT producir hidrógeno 100% renovable in situ. Respecto desarrollados por Hyundai, construir una estación del financiamiento, el CARB aportará 12,0 MMUSD y de carga de hidrógeno construida en la planta de el sector privado aportará 29,2 MMUSD. tratamiento del East Bay Municipal Utilities District, 61 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Anexo II: Antecedentes para el Dimensionamiento de Infraestructura para Abastecimiento de Hidrógeno Renovable: CAPEX y OPEX I. Electrolizadores Las tecnologías existentes de electrolizadores se Otra diferencia es la presión de operación de ambos dividen en seis grupos: alcalinos, acídicos, alcalino/ tipos de electrolizadores. Los electrolizadores PEM acídico anfotéricos, óxido sólidos, microbiales y trabajan a niveles de 30 Bar, mientras que los alcalinos foto-electroquímicos. Desde un punto de vista trabajan normalmente a presión atmosférica. Al tecnológico, los electrolizadores se encuentran en un considerar el adicional de costo de compresión para espectro que va desde maduro hasta muy incipiente. el uso posterior del hidrógeno producido, la ventaja De los tipos de tecnología existentes, sólo se han de costo de los alcalinos respecto de los PEM se comercializado electrolizadores alcalinos y acídicos reduce, de acuerdo a un análisis realizado por el PEM (Proton Exchange Membrane). Mientras que el Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems.74 primero ha estado en uso durante más de un siglo, El análisis mencionado tuvo como objetivo el segundo ha ido ganando popularidad desde la proporcionar una comprensión integral de las segunda mitad del siglo XX. estructuras de costos de los sistemas de electrólisis Los electrolizadores PEM representan actualmente la alcalina (AEL) y de membrana de intercambio de opción disponible más adecuada para la integración protones (PEM) y los potenciales de reducción de fuentes de energía renovable intermitente en el de costos individuales para estas tecnologías. Se proceso de generación de energía a hidrógeno.73 consideraron dos tamaños para cada tecnología en No obstante, su alto costo, debido al uso de dos escalas de tiempo diferentes: 2020 y 2030. Los catalizadores del grupo platino, así como al costo escenarios para 2020 consideran la tecnología, los de la producción de membranas, sigue siendo componentes y las soluciones existentes disponibles la desventaja que probablemente desafiará a los en la actualidad. Los escenarios para 2030 se fabricantes de electrolizadores en los próximos años. basan en desarrollos de “próxima generación”. Por otro lado, los electrolizadores alcalinos tienen Las capacidades del sistema se eligieron para como desventaja una carga mínima relativamente representar aplicaciones descentralizadas (5 MW) y alta (aunque tienen la ventaja de catalizadores de centralizadas (100 MW). menor costo), lo que los hace menos adecuados El estudio mencionado consideró una metodología para el uso con energías renovables variables. El de análisis de costos Bottom-Up, donde se configura rango de operación de los electrolizadores PEM va y simula la operación de la planta de electrólisis desde 5 a 120% de la capacidad nominal, mientras completa, se dimensionan los distintos componentes que el de los electrolizadores alcalinos va desde 15 de la planta y se valorizan en base a cotizaciones o a a 100%. Adicionalmente, los tiempos de partida van información de costos de bases de datos. desde 15 a 30 minutos para los de tipo PEM y de 30 a 60 minutos para los de tipo alcalinos. 73 Cost-competitive green hydrogen: how to lower the cost of electrolysers? A.Patonia, R.Poudineh – OIES Paper: EL 47 – January 2022 62 74 Cost Forecast for Low Temperature Electrolysis – Technology Driven Bottom-up Prognosis for PEM and Alkaline Water Electrolysis Systems - Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE - October 2021 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Los resultados del dimensionamiento de los distintos casos son los siguientes: Tabla 30: Consumos energía, eficiencia y producción de hidrógeno para electrolizadores alcalinos y PEM, tecnología 2020 y 2030, 5 y 100 MW. Fuente: Estudio Fraunhofer ISE 2021. Al comparar ambas tecnologías en igualdad de condiciones de operación, como es tener presión de salida de 30 Bar para el hidrógeno producto y para lo cual la tecnología alcalina debe incorporar compresión en la configuración de la planta, la tecnología PEM presenta una mayor eficiencia (69,25 versus 67,4%), lo que se traduce en un menor consumo de energía (48,1 versus 49,4 kwh/kg de hidrógeno). Respecto de la estimación de costos, el siguiente gráfico presenta los resultados de comparación de ambas tecnologías: Figura 27: Costos para electrolizadores alcalinos y PEM para diferentes capacidades en el 2020 y 2030. Fuente: Estudio Fraunhofer ISE 2021. 63 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Al comparar los resultados de ambas tecnologías, decidió emplear los valores de los de tipo PEM. Esta se tiene que los costos específicos de la electrólisis decisión se basa en el hecho que los electrolizadores alcalina (AEL) son menores en comparación con los PEM presentan ventajas operacionales entre la cuales sistemas PEM. El menor costo resulta principalmente cabe mencionar: mayor flexibilidad para operar con de costos de pila más bajos para la tecnología energías renovables, mayor eficiencia y, por lo tanto, alcalina. Sin embargo, dependiendo del tamaño menor consumo de energía, así como el menor del sistema de electrólisis, este menor costo es casi costo de mantención. Estas ventajas se anteponen anulado por la necesidad de un compresor adicional. al leve mayor costo de inversión con respecto a los electrolizadores alcalinos. Para plantas de 100 MW en el escenario de tecnología y reducción de costos al 2030 se tiene un costo de Considerando la elección del tipo de electrolizador 450 euros/kw para electrolizadores alcalinos y 500 del tipo PEM, a continuación se resumen los euros/kw para electrolizadores PEM. Estos costos principales indicadores técnico-económicos se comparan con los valores 400-440 USD/kw aplicados en el dimensionamiento: esperados para el año 2030 según lo informado en • Consumo de energía: 48,1 kw/kg de hidrógeno el documento Global Hydrogen Review 2021.75 • Eficiencia: 69,25 % Respecto de los costos de mantención, el estudio mencionado indica los siguientes valores: • CAPEX: 580 USD/kw. Este valor se obtiente de la siguiente estimación: • 20 +/- 5 euros/kw para electrolizadores alcalinos, equivalente a 4,4% sobre el CAPEX. 500 euros/kw x 1,05 USD/Euro (T/C Junio 2022) x 1,1 (Factor Localización Chile) = 578 USD/kw @ • 15 +/- 5 euros/kw para electrolizadores PEM, 580 USD/kw equivalente a 3% sobre el CAPEX. • OPEX: 3% sobre el CAPEX, sobre este valor Este costo de mantención no considera el reemplazo se debe sumar el costo del consumo de agua, de las pilas, las que se efectúan después de alcanzar que asciende a 9,1 kg/kg hidrógeno a un costo el rango de operación 60.000-80.000 horas para los de 0,5 USD/ton y se debe sumar el costo por el electrolizadores alcalinos y 40.000-70.000 horas para reemplazo de las pilas, que se realiza cada 20 los electrolizadores PEM. Considerando factores años y que en el caso de los electrolizadores PEM de planta de 0,34, se estima que el reemplazo se corresponde a un 28,5% del CAPEX, de acuerdo realizan alrededor de cada 20 años. a la información del estudio mencionado de Para efectos del dimensionamiento de la Fraunhofer ISE. infraestructura y estimación de CAPEX y OPEX, se II. Medios de transporte de hidrógeno El hidrógeno tiene una densidad energética menor respecto de los otros combustibles: • Hidrógeno : 10,8 MJ/Sm3 (gas) • Gas Natural : 35,8 MJ/Sm3 (gas) • Diesel : 35.527 MJ/m3 (líquido) Esto hace más complejo su transporte lo que se traduce en un mayor costo. 75 Global Hydrogen Review 2021 – International Energy Agency 64 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Cuando se compara con el gas natural transportado puede transportar como gas natural 2,91 veces el en un gasoducto, para una misma cantidad de volumen de hidrógeno. Por lo tanto, en un gasoducto energía se debe transportar como hidrógeno se puede transportar hidrógeno como energía igual 35,8/10,8 = 3,3 veces el volumen de gas natural. En a un 2,91/3,3 = 88 % de la energía del gas natural. contraparte, si se considera el límite de velocidad Esto se refleja en la siguiente figura: erosional a 70 Bar y 15 ºC a la entrada del ducto, se Figura OPEN ll amortizado de transmisión de energía para 1000 millas por diferentes carriers. 28: Costo iScience ACCESS Article Fuente: Cost of long-distance energy transmission by different carriers. DeSantis et al., iScience 24, 103495, Diciembre 2021. De acuerdo a estos antecedentes presentados en la figura previa, cost transporte el into de hidrógeno por gasoducto Figure 4. Amortized cost of energy transmission over 1000 mi by different energy carriers Table 1 provides the detailed costs breakdown. Conversion of the transmission the cost units customary for each tiene un 35% de mayor costo (USD/MWh/1000 millas) respecto del gas natural. Pero cuando se compara con energy carrier is shown in the parenthesis. Error bars for the pipelines demonstrate the 90% confidence interval resultant from the Monte Carlo analysis. For electricity transmission, +/À 50% of the total cost was used for the error bars in keeping la transmisión de energía eléctrica, with the estimate el costo range reported de transportar in the literature energía for electrical transmission como lines (Saadi et hidrógeno es al., 2018; Eurek et al., alrededor de 8 veces 2016; menor. Pletka et al., 2010). En el ámbito de transporte de grandes volúmenes de hidrógeno y grandes distancias, se presenta la siguiente Transmission cost relationship to transmission distance Although the main analysis focus is on the comparative cost of long-distance energy transmission, the cost figura: variation at shorter distances is also of interest, and in particular, the distance at which cost asymptotes to a long-distance value. Consequently, the length of each transmission method varied between 10 and 2,500 Figura 29: Costo eficiencia de transporte de hidrógeno en función de volumen (Millones de ton de Hidrógeno/año) y distancia (km). miles and the cost impact computed is shown in Figure 7. Fuente: In this analysis the Geopolitics electrical of the Energycost transmission Transformation is broken – down The Hydrogen Factor into four – IRENAsub-costs: 2022 primary line & tower costs, AFUDC/Overhead costs, ROW costs, and substation costs. The Black & Veatch cost model main- tained an electrical transmission line cost of $2.29M/mile for electrical transmission lines above 10 miles in length, which combines the costs of the transmission cable and the towers. Cost modifiers are added for distances below 10 miles, raising the cost by 20% for transmission distances of 3-10 miles and 50% for transmission distances less than 3 miles. AFUDC/Overhead costs are constant for distances greater than 10 miles, on a $/mile basis. ROW costs, given a similar distribution in area and terrain type, are con- stant for all lengths on a $/mile basis. Total substation costs are independent of transmission distance, and thus, when assessed on a $/mile basis, substation costs are highest at short distances and declines to an asymptote with distance. Given the consistent cost structure for the majority of cost categories above 10 miles, we focus our study of the effect of transmission distance on distances above 10 miles. Previously, it was assumed that all electrical transmission over long distances would be conducted by DC lines. However, to ensure that a proper and complete examination over the distance range is presented, 345 kV Alternating Current (AC) lines were also considered. The same costing methodology used for the DC electrical transmission lines was used to create costs for the AC lines with one major exception: no elec- trical substations at either end of the transmission line were considered necessary for AC lines, as it is ex- pected that the electricity would be both produced and consumed in AC form. The cost parity point between AC and DC lines occurs around 300 miles (on a $ mileÀ1 MWÀ1 basis). At shorter transmission distances, AC line costs are comparatively low because an AC line is not burdened with the requirement of two HVDC transformer substations (one at each end) as is a DC line. However, as distance increases, the lower-voltage/higher-current of the AC line leads to high power losses and 6 iScience 24, 103495, December 17, 2021 65 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Complementando para cantidades de hidrógeno y distancias menores, se presenta la siguiente figura: Figura 30: Costos de transporte de hidrógeno basado en distancia y volumen, USD/kg 2019. Fuente: Hydrogen Economy Outlook - Key Messages – March 30, 2020 – Bloomberg NEF. De acuerdo a lo anterior, a los antecedentes producir el hidrógeno. A continuación se presenta presentados en las figuras previas, para volúmenes el dimensionamiento de un gasoducto entre menores a 10 ton/día, es económicamente más Antofagasta y la zona central. eficiente que el transporte de hidrógeno se realice Dimensionamiento de un Gasoducto de Hidrógeno por medio de camiones. A su vez, para rangos entre 10 y 100 ton/día es más eficiente el uso de gasoductos Para el dimensionamiento se considera un 30% de distribución y por sobre 100 ton/día resulta más adicional al flujo requerido al año 2050, para eficiente el uso de gasoductos de transmisión. absorber la variabilidad de la generación de energía renovable y la variabilidad de la demanda. Con lo III. Transporte de Hidrógeno desde la Región cual, el gasoducto transportará 828 x 1,3 = 1.076 de Antofagasta a Región Metropolitana y KT/año (2.950 ton/día). Al respecto, se consideran alternativas las siguientes características técnicas asociadas al Considerando que la Región de Antofagasta cuenta gasoducto: con elevados recursos de energías renovables, tanto – Presión de entrada: 20 Bar (los electrolizadores PEM solar como eólica, se proyecta instalar una capacidad operan a 30 Bar, se considera una pérdida de presión de electrólisis de 15.000 MW para producir del de 10 Bar desde la salida de los electrolizadores hasta orden de 828 kt/año de hidrógeno en la Región de la entrada del gasoducto). Antofagasta y transportarlo por un gasoducto de – Presión de salida: alrededor de 30 Bar. 1.500 km hasta la Región Metropolitana. – Estaciones de compresión intermedias: cada 500 km. La alternativa a esto es transmitir la energía eléctrica renovable producida en la Región de Antofagasta En base a la metodología de la publicación The mediante líneas de transmisión de 1.500 km Techno-Economics of Hydrogen Pipelines,76 resulta el hasta la Región Metropolitana y en esta última gasoducto presentaría las siguientes características: 76 The Techno-Economics of Hydrogen Pipelines / Transition Accelerator Technical Briefs - Volume 1 - Issue 2 - November 2021 66 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile – Diámetro del gasoducto :30 pulgadas – Valores base Opex – Presión Compresión entrada :70 Bar • Opex Gasoducto: 0,9 % del Capex – Presión etapa de 500 km :28 Bar • Opex Compresión: 1,7 % del Capex (excluye – Potencia Total de Compresión :188,2 MW consumo E.Eléctrica) A continuación se presentan los valores económicos Considerando una T/C USD/Euro de 1,05 (Junio asociados al CAPEX y OPEX:77 78 2022), para ducto de 30 pulgadas resulta un valor – Valores base de Capex de CAPEX de 2,04 MUSD/km y para la estación de compresión resulta un CAPEX de 3,57 MUSD/MW. • para ducto 48 pulgadas: 2,75 Meuros/km (ver detalles en la siguiente tabla) • para ducto 36 pulgadas: 2,20 Meuros/km • para ducto 20 pulgadas: 1,51 Meuros/km • para estación compresión: 3,4 Meuros/MW Tabla 31: Capex y Opex Gasoducto de Hidrógeno de 1.500 km para 1.076 KT/año. Fuente: Elaboración propia Como costo de la energía eléctrica de las estaciones se estiman en los siguientes valores: de compresión, se considera el Capex requerido por – Capex requerido = 188,2 x 0,76 = 143,0 MUSD esta generación eléctrica en base a la información de proyectos recientes realizados en Chile, tales – Opex típico para generación de tipo solar es 1%80 del Capex, con lo cual, el O&M es igual a 1,4 MUSD/año como el del Parque Fotovoltaico Socompa Solar en Antofagasta79 con inversión informada de 200 Así, el Capex y Opex del gasoducto incluyendo la MUSD para una potencia instalada de 262,681 MWp, generación eléctrica se estiman en los siguientes con un factor de inversión de 0,76 MUSD/MWp. valores: Considerando dicha información, el CAPEX y OPEX Tabla 32: Capex y Opex Gasoducto de Hidrógeno de 1.500 km para 1.076 KT/año, incluyendo generación energía eléctrica para la compresión. Fuente: Elaboración propia 77 Analysing future demand, supply, and transport of hydrogen. European Hydrogen Backbone - June 2021 78 A European hydrogen infrastructure - Vision covering 28 countries. European Hydrogen Backbone - April 2022 79 Publicación revistaei.cl del 23 de mayo 2022 67 80 Informe de costos de tecnologías de generación – CNE – Informe Anual Marzo 2020 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Dimensionamiento Línea de Transmisión Eléctrica Para realizar el dimensionamiento de la línea de transmisión eléctrica de 1.500 km con una capacidad de a lo menos 15.000 MW, se consideran las opciones que se presentan en la siguiente tabla: Tabla 33: Opciones de Líneas de Transmisión Eléctrica. Fuente: Analysing future demand, supply, and transport of hydrogen. European Hydrogen Backbone - June 2021. Opción Overhead HVAC Overhead HVDC Voltaje (KV) 380 800 Power Rating (MW/MVA) 2.800 8.000 Pérdidas (% de energía/100 km) 1,10% 0,15% Capex (KEuros/Km/GW) 190 255 Nº de Conversores - 2 Pérdidas Conversión (% MWh) - 1% Capex Conversión (KEuros/MW) - 124 Opex Conversores (% Capex) - 2% De las 2 opciones, se considera la línea de transmisión Sobre la capacidad requerida por la electrólisis se en corriente directa aérea (HVDC), similar al del consideran las pérdidas de energía y se considera proyecto de la línea Kimal - Lo Aguirre con capacidad que se requiere solamente el conversor de salida. de 3.000 MW en 660 KV con longitud de 1.500 km,81 con un valor anual de transmisión de 116,3 MUSD, con plazo de construcción de 84 meses y fecha de puesta en marcha mayo 2029. Tabla 34: Capacidad de Transmisión Eléctrica. Fuente: Elaboración propia Capacidad (MW) Capacidad requerida por la electrólisis 15.000 Pérdidas de Transmisión 338 Pérdidas de Conversión 150 Capacidad Total 15.488 Aplicando la tasa de cambio de 1,05 USD/Euro y factor de localización de 10%, el Capex y Opex de la línea de transmisión eléctrica son:82 Tabla 35: Capex y Opex de Línea de Transmisión Eléctrica de 1.500 km de 15.488 MW. Fuente: Elaboración propia 81 Publicación revistaei.cl del 6 de diciembre 2021 68 82 Para la capacidad de transmisión eléctrica de 15 mil MW, por restricciones técnicas, se podrían requerir a lo menos 2 líneas de transmisión, lo que podría aumentar los costos respecto de la alternativa propuesta. Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 36: Comparación Capex y Opex de Gasoducto de hidrógeno y Línea de Transmisión Eléctrica de 1.500 km y 15.000 MW de Capacidad de Electrólisis. Fuente: Elaboración propia Comparando las dos alternativas, gasoducto vs línea Transporte de hidrógeno por camión de transmisión eléctrica, resulta ser más conveniente El medio más utilizado de transporte de hidrógeno la alternativa base del gasoducto de hidrógeno que por camión es para gas en lugar de líquido, a es la que presenta menor Capex. Al respecto, se pesar de que este último es más denso. Por camión debe considerar que el OPEX de ambas alternativas se puede transportar entre 800-1.000 kg de H2 presenta una pequeña diferencia de 0,1 MUSD/año. gaseoso a 250 Bar, mientras que para H2 líquido se puede transportar hasta 4.000 kg. Esto se debe al alto costo de licuar hidrógeno, por lo cual hay muy pocas plantas de licuación a nivel global. Al 2019, la capacidad global de producción de hidrógeno líquido era de 350 ton/día.83 Figura 31: Capacidad de licuefacción de hidrógeno (ton/d). Fuente: Norwegian future value chains for liquid hydrogen – Norwegian Centres of Expertise NCE Maritime Cleantech – May 2019. 83 Norwegian future value chains for liquid hydrogen – Norwegian Centres of Expertise NCE Maritime Cleantech – May 2019 69 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Las inversiones de las plantas de licuación de hidrógeno son elevadas y éstas además son Norwegian future value chains for liquid hydrogen de baja capacidad. NCE MARITIME CLEANTECH La siguiente figura presenta detalles de esta información. Figura 32: Capex de licuefacción de hidrógeno (USD). +)74'  '.'%6+101(08'56/'061565#2#%+6+'5((+%+'0%+'51(%67#. 14'%#56'&+37'(#%6+102.#065  Fuente: Norwegian future value chains for liquid hydrogen – Norwegian Centres of Expertise NCE Maritime Cleantech – May 2019.  !)&' !'"&'!#', 6;5555555 '(. % $(-&'%! 695555555  !!"*!!, "%&'.   !' !)&' !'12 675555555 :5 "%&'. ;-9/ 655555555 ,"! !!"*!!, "%&'. =5555555  95 ;-:/ ;5555555 "%&'.   95555555 67/ 75555555 5 5 65 75 85 95 :5 ;5 , $('"!#',1!"!!&2   :8FC6 D9@HDC6=2E:G642A:E2=4@DEC65F4E:@?D6IA64E65:?E96?62CE@>65:F>7FEFC6@??6H El hidrógeno gaseoso se transporta en los denominados “tube trailers”. Algunas configuraciones y parámetros =:BF6724E:@?A=2?ED  del almacenamiento 84 se presentan en la siguiente figura: +)74'  7//#4:1(744'06#0&41,'%6'&+37'(#%6+101565((+%+'0%+'5  Figura 33: Configuraciones de Tube Trailers y Características del Almacenamiento. Fuente: 2020 DOE Hydrogen and Fuel Cells Program Review Hydrogen Storage Cost Analysis (ST100) – Strategic Analysis Inc. – 31 May 2020. Accomplishments & Progress: Tube Trailer Storage System Designs SA Interpretation of Hexagon TitanXL design SA Interpretation of CATEC CT-590H design     (FEE@86E96C3JE962FE9@CD7C@>2DF3DE2?E:2==:E6C2EFC6C6G:6H https://www.energy.gov/eere/fuelcells/gaseous- hydrogen-delivery 2C56==26E2=   79 880 kgH2 capacity  1,000 kgH2 capacity 24 4-40’ Type 4 tanks per trailer plus smaller all-carbon tanks 8-25’ Type 4 tanks per trailer Modeled as 4-220kg tanks https://www.catecgases.com/ 9 84 2020 DOE Hydrogen and Fuel Cells Program Review Hydrogen Storage Cost Analysis (ST100) – Strategic Analysis Inc. – 31 May 2020 70 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Accomplishments & Progress: Tube Trailer Storage Design Parameters • Tube trailer design parameters are based loosely on the Hexagon TitanXL • Analysis of CATEC CT-590H is in progress • Tube external dimensions are the controlling parameter • Composite mass is estimated based on the performance factor derived from the 2019 Program Record • TitanXL reported loaded vehicle mass is 20,165 kg and is in good agreement with our estimated 20,460 kg Parameter Unit Value Note Total On-Board H2 kgH2 880 Based on TitanXL Tubes Per Trailer 4 Liner HDPE Composite Mass kg/tank 2,758 SA estimate using 2019 Program Record assumptions Tube Length m 12.2 Based on TitanXL Tube I.D. m 1.1 Estimated Vessel Weight kg 2,995 Estimated (Liner + Comp. +boss) Estimated Trailer Weight (empty) kg 7,600 Est. based 5,600 kg trail plus 2,000 kg support structure Estimated Total Loaded Weight of Tube Trailer kg 20,460 4 tubes + trailer+H2 La estimación de costo de un “tube trailer” se presenta en la siguiente tabla: 10 Tabla 37: Costo de Tube Trailers. Fuente: 2020 DOE Hydrogen and Fuel Cells Program Review Hydrogen Storage Cost Analysis (ST100) – Strategic Analysis Inc. – 31 May 2020. Accomplishments & Progress: Tube Trailer Storage Bill of Materials & Preliminary Cost Results Unit Quantity Cost per Unit Cost per Trailer Per System @100 Trailers per Year @100 Trailers per Year Type 4 220 kgH2 capacity Pressure Vessel 4 $76,851/vessel $307,403 40’ Trailer 1 $40,000/trailer $40,000 Steel Containment Structure 1 $50,000/structure $50,000 Balance of System Pressure Relief Device (PRD) 4 $3,000 each $12,000 Manual Shutoff Valves 9 $270 each $2,430 Valve Box./Common Manifold 1 $300 each $300 Block & Bleed Valve 1 $1,250 each $1,250 Pressure Gauges (analog) 5 $156 each $780 Tubing 35 ft. $15/ft $525 Assembly 1 $8,000 $8,000 Total $422,688/Complete-Trailer These are Costs, not Prices: they do not include company markup. 11 71 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile En base a lo anterior, considerando el margen de hidrógeno de 350 bar, que consisten en estanques utilidad se puede estimar un costo mínimo de 500 tipo III o tipo IV con revestimientos de aluminio o KUSD para el trailer en Estados Unidos. Considerando polímero. Uno de los primeros HDV encontrados transporte a Chile, seguros y derechos de aduana, el en Europa, el Hyundai Xcient Fuel Cell, almacena costo en Chile de un tube trailer se estima en 500 x alrededor de 35 kg de hidrógeno, lo que permite 1,10 x 1,02 x 1,03 = 580 KUSD. una autonomía de aproximadamente 400 km. Esta clase de vehículo se utiliza actualmente para casos Estaciones de Carga de Hidrógeno para Vehículos de distribución regional. Para aplicar la tecnología Medianos/Pesados de 350 bar a camiones de mayor peso y mayores La carga de hidrógeno gaseoso a 700 Bar para distancias de recorrido, serán necesarios nuevos vehículos de pasajeros (PV) y vehículos livianos (LDV) diseños de sistemas de almacenamiento de y a 350 Bar para autobuses y vehículos medianos hidrógeno. (MDV) y pesados (HDV), es el estándar establecido. La recarga de hidrógeno gaseoso de 350 bar se Actualmente, diferentes tipos de vehículos como puede suministrar en estado gaseoso o líquido (ver buses, LDV, MDV y HDV utilizan tecnología de la siguiente figura), lo que significa que todas las hidrógeno comprimido CGH2 de 350 Bar. Estos opciones de la cadena de suministro son posibles. vehículos se utilizan cuando una autonomía Según la opción seleccionada, se necesita un máxima de 400 km es suficiente. La capacidad de compresor o una bomba criogénica para recargar almacenamiento a bordo limita la posibilidad de los vehículos. Según la Sociedad de Ingenieros viajar mayores distancias sin recargar. Próximamente Automotrices (SAE), hoy en día ya son factibles flujos se publicarán los protocolos de carga hasta 42,5 kg estándar de hasta 120 g/s. En comparación con H2. La cantidad máxima de hidrógeno que se puede 700 bar HRS, 350 bar HRS requiere menos energía almacenar en cada tipo de vehículo aún depende total para la compresión y el preenfriamiento. Serán de las necesidades del consumidor y del desarrollo necesarios flujos significativamente más altos y tecnológico e innovación. componentes adecuados, aún por desarrollar, para Hoy en día existen múltiples autobuses y camiones uso comercial y para el reabastecimiento de más de que tienen sistemas de almacenamiento de 80 kg de hidrógeno.85 Figura 34: Ejemplo de estación de carga de hidrógeno para vehículos pesados en 350 Bar. Fuente: Overview Hydrogen Refuelling for Heavy Duty Vehicles, de H2 Mobility 85 Overview Hydrogen Refuelling for Heavy Duty Vehicles, de H2 Mobility 72 Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile El hidrógeno es suministrado mediante “tube trailers”. Un modelo de swaps de “tube trailers” en este caso reemplaza el almacenamiento de hidrógeno estacionario. Para entregar suficiente hidrógeno por estación, se necesitan aproximadamente tres “tube trailer” por día para una estación de carga de 2.500 kg/día. De acuerdo a los estándares actuales, el hidrógeno reabastecido debe preenfriarse para lograr tiempos de recarga rápidos, sin exceder los límites de temperatura. Otros ejemplos de configuraciones de carga de hidrógeno se presentan a continuación. La siguiente tabla presenta la configuración de Air Liquide: Tabla 38: Configuraciones de estaciones de carga de hidrógeno para vehículos livianos y pesados en 350/700 Bar de Air Liquide. Fuente: Air Liquide HRS modular LV and HDV data sheet – página web de Air Liquide Modular hydrogen refueling station Gas-to-gas series | From light to heavy duty vehicles Performances 7QEPPGSRƤKYVEXMSR 1IHMYQGSRƤKYVEXMSR *YPPFYWIWGSRƤKYVEXMSR 1M\IHGSRƤKYVEXMSR GM-S-70/35 GM-M-70 GM-L-35 GM-L-70/35 Dispenser 1 for cars + 1 for buses 2 for cars 1 for buses 1 for cars + 1 for buses Source 30 m3 trailer, 300 bar 45 m3 trailer, 300 bar 45 m3 trailer, 300 bar 45 m3 trailer, 300 bar Max vehicles in 1 hour(1) 9 cars(3) 18 cars(3) 4 buses 2 buses + 7 cars 125 cars (500 kg), 30 buses (750 kg) 20 buses & 50 cars Daily performance(2) 150 cars (600 kg) 6 buses & 20 cars within 12h (500 kg + 200 kg) From full trailer, 3 minutes between 2 vehicles, 4 kg per car, 25 kg per buses. (1) 2YQFIVSJZILMGPI[MXLVIEPMWXMGHEMP]TVSƤPIJVSQJYPPXVEMPIVTIEOERHSJJTIEOTIVMSHWJSVGEVWERHFYWGEVWWGIREVMSWFEGOXSFEGO[MXLLRMKLXJSV FYWWGIREVMS (2) Limitation is not due to station capacity, but to protocol speed and handling time. (3) Note: possibility to refuel high duty H70 truck (up to 80 kg) performance upon request. Technical specifications La configuración de Air Liquide presenta las siguientes características técnicas: - Tiempo carga de vehículos detime Fueling livianos: 4,5 kg en 3,5 min a 700 Bar ,OKMRQMR H35: 25 kg in 12 min/35 kg in 16 min - Tiempo de carga de buses: 25 kg en 12 min y 35 kg en 16 min a 350 Bar O;LOKSJ,2 (measured @120 bar), - 7TIGMƤGIRIVK] Consumo de energía: < 2,5 kwh/kg H2 y 0,47 kwh/h en modo standby O;LLMRWXERHF]QSHI - Presión mínima Minimum de inlet entrada: 30 pressure Bar 30 bar Noise La tabla la siguiente presenta < configuración de Linde. La configuración de mayor tamaño es la IC P/ 140- 80 dBA at 1 m XL con una capacidad de carga 400 de V, 3 hidrógeno phases, de 50 Hz, breaker 200 kW ton/día y una Modularity 3,4 capacidad de almacenamiento de 3,8 Autonomous compressed air system included ton de hidrógeno. Las estaciones Utilities de carga de with back ups as options hidrógeno gaseoso de la empresa Compatible tienen las siguientes Linde sources hydrogen características: Nitrogen for maintenance purposes only Gas trailer and ground storage – ed Technologies RCS PARIS 712 009 661 00018 – Non-contractual document – 12.2021 up to 500 bar, possible source in parallel ,]HVSKIRƥEQIHIXIGXMSR Pipeline or electrolyzers Emergency stop buttons Safety Flare adapted to urban use LP stage to boost performances as option 8MPXWIRWSVEWSTXMSR Dispensers Up to 3 dispensers per station Ambient operating temperature: -20°C to +45°C Environment Humidity: up to 95% (range extension as option) Parallel refuellings possible Adaptable branding and colors CE marking – EN17127 – EN17268 A large range of point of sales supported  -737%8XIWXWGIVXMƤIHF]rd party (CEP) Vehicles and refueling protocols Codes and standard -6GSQQYRMGEXMSR7%)8-6.  Light duty H35/H70 – up to 10 kg – SAEJ 2601 1IXVSPSK]3-106ũ'IVXMƤGEXMSRF]rd party  Heavy duty H70 – more than 10 kg – SAEJ 2601 IK02)48& ,IEZ]HYX],ũXSOKũŰ;IRKIVű In-house protocol for private station upon request Container: 5,950 x 3,000 x 4,000 mm / 20,000 kg Footprint (L x W x H) / HP buffer: 1,170 x 602 x 2,690 mm / 2,300 kg 73 Weight MP buffer: 2,022 x 1,170 x 2,690 mm / 6,790 kg Services & maintenance support standard solutions Propuesta de Sistema de Cuotas de Energías Renovables en Combustibles Líquidos y Gaseosos y Mecanismos para Incentivar uso de Hidrógeno en Chile Tabla 39: Configuraciones y especificaciones de estaciones de carga de hidrógeno de Linde. Fuente: Linde 86 16 Performance/technical specification 7HFKQLFDOVSHFLILFDWLRQVRIDOOVWDQGDUGVROXWLRQV Station co 7HFKQLFDOVSHFLILFDWLRQVRIDOOVWDQGDUG Standard Outlet &DSDFLW\ ,QOHW Max. Max. Estimated Power Connecting 7\SHRI Low press a a station name pressure hour pressure operation capacity IXHOLQJVSHU consumption power hydrogen 7HFKQLFDOVSHFLILFDWLRQVRIDOO KRXUV per day day day ,&6 < 900 bar 28 kg nominal: 16 NJ 90 ² N:b *+޾ ðPó 6–200 bar kWh/kg §NJ standard solutions 7ZLQ,& < 900 bar 56 kg nominal: 16 900 kg 180 ² 186 kWb *+޾ ðP / 6–200 bar kWh/kg §NJ ,&6 500 bar 28 kg nominal:  672 kg 22 1–2.8 N:b *+޾ ðPó 6–200 bar kWh/kg §NJ 7ZLQ,& 500 bar 56 kg nominal:  NJ  1–2.8 186 kWb *+޾ ðP / 6–200 bar kWh/kg §N ,&3;/ 20/50/150/ NJ nominal: 6/  NJ  0.68–2.7 N:b *+޾c ðP 500 bar 15/50/150 kWh/kg §N &3/ < 900 bar NJ 2 bar  950 kg 200 N:KNJ N: /+޾ ðPó NJ &3;/ < 900 bar 100 kg 2 bar  NJ  1.5 kWh/kg 120 kW /+޾ ðPó NJ &3/ 500 bar NJ 2 bar  950 kg  N:KNJ N: /+޾ ðPó NJ &3;/ 500 bar 100 kg 2 bar  NJ 80 1.5 kWh/kg 120 kW /+޾ ðPó NJ a Station configuration Performance/technical compressor/pump plus thermal management specification Possible system b ZLWKRXW+޾SUHFRROLQJ Connecting 7\SHRI c Standard Low Outlet /+޾#EDUDVEDFNXSSRVVLEOH pressure storage &DSDFLW\ Compression ,QOHW Max. +LJKPHGLXPSUHVVXUH Max. Estimated Dispenser Power Electrolysis Connecting 7\SHRI a a a power hydrogen d station adding 1.000name bar cylinderspressure hour pressure operationstorage capacity IXHOLQJVSHU consumption power hydroge e adding 5th stage/1.000 bar cylinders KRXUV per day day day N:b *+޾ ,&6 ðPóEDU < 900 bar 28 kg Ionic Compressor16 nominal: ðEDUF\OLQGHUV NJ 90 Single ²700 N:b Yes *+޾ §NJ 6–200 bar kWh/kg b b 186 kW *+޾ 7ZLQ,& ðPóEDU < 900 bar 56 kg Ionic Compressor16 nominal: ðEDUF\OLQGHUV 900 kg 180 Dual 700/700 ² 186 kWYes *+޾ / §NJ 6–200 bar ðEDUWXEHV kWh/kg b N: *+޾ ,&6 500ðPóEDU bar 28 kg Ionic Compressor nominal: ðEDUWXEHV 672 kg 22 6LQJOH 1–2.8 N:b Yes *+޾ §NJ 6–200 bar kWh/kg 186 kWb *+޾ 7ZLQ,& 500ðPóEDU bar 56 kg Ionic Compressor nominal: ðEDUWXEHV NJ  'XDO 1–2.8 b 186 kWYes *+޾ / §NJ 6–200 bar kWh/kg N:b *+޾c ,&3;/ ðPóEDU 20/50/150/ NJ Ionic Compressor nominal: 6/  ðEDUWXEHV NJ  'XDO 0.68–2.7 b N:Yes *+޾c 500 §NJ bar 15/50/150 kWh/kg N: /+޾ &3/ ðPóEDU < 900 bar NJ Cryo 2 barPump  ðEDUF\OLQGHUV 950 kg 200 Single 700 N:KNJ N: No /+޾ Otro fabricante de sistemas NJ para estaciones de La publicación H2 refueling station cost model 120 kW /+޾ carga &3;/ de hidrógeno < es ðPóEDU 900NEL 100 kg que bar (Noruega), Cryo Pump cuenta 2 bar  ðEDUF\OLQGHUV applied to five real NJ Dual cases studies 700/700 for fuel120 1.5 kWh/kg kWNo cell /+޾ NJ con módulos de 500 kg H2/día para vehículos buses88 reporta para una estación de 400 kg/ N: /+޾ &3/ 500ðPóEDU bar NJ Cryo Pump 2 bar  ðEDUWXEHV 950 kg  6LQJOH N:KNJ N: No /+޾ livianos y de 1.500 kg/día para buses y camiones. día para vehículos pesados un Capex aproximado NJ 120 kW /+޾ módulos Los incluyen &3;/ el 500 sistema de 100compresión, ðPóEDU bar kg Cryo Pump 2 bar de de 1.035  euros/kg 80 ðEDUWXEHV NJ de hidrógeno. Considerando 'XDO 1.5 kWh/kg 120 kWNo /+޾ enfriamiento y de control. En su presentación del NJ tasa de cambio de 1,05 USD/Euro (Junio 2022) primer trimestre a año delplus compressor/pump 2022 thermal informó una venta de management y factor de localización resulta en 1.195 USD/kg, 2 módulos para vehículos pesados en un monto que aproximadamente 1,2 MUSD/Ton de hidrógeno. b ZLWKRXW+޾SUHFRROLQJ c /+޾#EDUDVEDFNXSSRVVLEOH adding Meuros. está sobre d 3 87 Por sobre el valor del módulo, 1.000 bar cylinders Así, una estación de carga de 4 ton/día tiene un considerar se debeadding e el costo 5th stage/1.000 del almacenamiento, los bar cylinders Capex de 4,8 MUSD, y una estación de carga de 2,0 dispensadores y las edificaciones. ton/día tiene un Capex de 2,4 MUSD. 86 Tomorrow´s fuel today – Linde H2 refueling technologies – página web linde.com 74 87 Nel Q1 Investor presentation 11 May 2022 88 Hydrogen refueling station cost model applied to five real case studies for fuel cell buses. E3S Web of Conferences 312, 07010 (2021).