CO2eq Baseline Emissions and Mitigation Options for the Industry and Mining Sector (Spanish)

INFORME FINAL

Estudio sobre la proyección de emisiones del sector industria y minería

al 2050, y medidas de mitigación asociadas.

Fundación para la Transferencia Tecnológica

Febrero, 2014

LÍNEA BASE INDUSTRIA Y MINERÍA 2013 Y MEDIDAS DE MITIGACIÓN

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LÍNEA BASE 2013 Y MEDIDAS DE

MITIGACIÓN SECTOR MINERÍA E INDUSTRÍA

MAPS CHILE INDUSTRIA Y MINERÍA

Estudio sobre la proyección de emisiones del sector industria y minería al 2050, y estudio sobre medidas de mitigación asociadas.

UNTEC – Fundación Para la Transferencia Tecnológica 2013 Febrero, 2014


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La Fundación para la Transferencia Tecnológica (UNTEC) fue creada por la Universidad de Chile según Decreto Exento N° 1404 de fecha 15 de Junio de 1989. Su función es promover y ejecutar toda clase de actividades que conduzcan a una mejor utilización de la tecnología en el desarrollo económico, social y cultural del país.

La UNTEC ejecuta proyectos de investigación básica y aplicada así como asesorías técnicas por encargo de diversas instituciones tanto del sector público como privado. En estos estudios participan académicos de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, apoyados por destacados profesionales externos y alumnos de las distintas carreras de la Facultad.

El objetivo fundamental de la UNTEC es promover y ejecutar toda clase de actividades que conduzcan a una mejor utilización de la tecnología en el desarrollo económico, social y cultural del país.


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Agradecimientos

El presente trabajo fue realizado gracias al equipo de la UNTEC liderado por Jacques Clerc e integrado por Sebastián Cepeda, Ana Pereira, Bruno Campos y Ricardo Saavedra. Este equipo fue responsable del desarrollo del estudio y, en particular, de la construcción y análisis y simulación de escenarios.

Apoyaron al equipo UNTEC los expertos Jacques Wiertz, como especialista en minería y energía, y Christian Ferrada en proyecciones y econometría.

En la caracterización y evaluación técnico-económica de las medidas de mitigación contribuyeron Pedro Maldonado, Alfredo Muñoz y Paz Araya, cuyo trabajo permitió modelar en

detalle las distintas opciones revisadas en los grupos de construcción de escenarios.

Este trabajo además se enriqueció enormemente por el aporte y comentarios del exigente equipo técnico de MAPS.

Fundamental, fue además el trabajo desarrollado en los grupos de construcción de escenarios, en donde fue posible incorporar la opinión del sector y así entregar a la modelación una mirada más real y cercana a los sectores simulados.

Esperamos que el trabajo desarrollado haya contribuido a dar luces de estrategias futuras de investigación y, por sobre todo, a la definición de políticas públicas que permitan al país cumplir con sus compromisos en un contexto de bienestar social y desarrollo sustentable.


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Contenidos Agradecimientos ................................................................................................................................................ 2

Contenidos ......................................................................................................................................................... 3

1 Introducción................................................................................................................................................ 4

1.1 Iniciativa MAPS .................................................................................................................................... 4

1.2 Estrategia de Investigación ................................................................................................................. 4

2 Objetivos ..................................................................................................................................................... 5

3 Metodología y Resultados .......................................................................................................................... 6

3.1 Metodología General .......................................................................................................................... 6

4 Antecedentes, Metodología y Resultados de Proyección Sectorial ......................................................... 25

4.1 Proyección de PIB Mundial y otras variables económicas relevantes .............................................. 26

5 Resultados de Línea Base y Escenarios de Mitigación ............................................................................. 92

6 Conclusiones ........................................................................................................................................... 113

7 ANEXO 1: Datos Relevantes .................................................................................................................... 116

7.1 Precio de combustibles ................................................................................................................... 116

7.2 PIB Mundial y Regionales ................................................................................................................ 117

8 ANEXO 2: Medidas de Mitigación ........................................................................................................... 118

9 Bibliografía .............................................................................................................................................. 220


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1 Introducción

El presente documento corresponde al Informe Final desarrollado por UNTEC para el estudio “Proyección Escenario Línea Base 2012 y Escenario de Mitigación del Sector Minería e Industrias Varias” solicitado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) en el marco de las actividades del proyecto MAPS-Chile Fase 2 detallado a continuación.

1.1 Iniciativa MAPS

La iniciativa MAPS (Mitigation Action Plans and Scenarios, por sus siglas en inglés) tiene sus orígenes en el proyecto "Escenarios de Mitigación de Largo Plazo” desarrollado en Sudáfrica entre 2005 y 2008. A consecuencia de las positivas evaluaciones nacionales e internacionales del proceso y los resultados del proyecto, surge la iniciativa MAPS Internacional el año 2010, la cual se realiza actualmente en cuatro países: Brasil, Chile, Colombia y Perú.

El proyecto MAPS es un programa de trabajo que apoya países en desarrollo a elaborar planes de desarrollo que sean compatibles con los desafíos del cambio climático. Además, dentro de los objetivos perseguidos están i) generar información de buena calidad acerca de acciones relacionadas con el cambio climático en base a escenarios y opciones factibles, ii) ofrecer una gama de opciones concretas en términos de políticas públicas, compatibles con los objetivos de desarrollo nacional, iii) informar a las partes interesadas clave en el país acerca de los posibles escenarios y opciones de acciones relacionadas con el cambio climático, iv) que la información relevante contribuya al cumplimiento de los compromisos internacionales de cambio climático, y al mismo tiempo, al aumento de la competitividad y potencial de desarrollo y v) que el público general esté más consciente e informado acerca del cambio climático y las opciones de mitigación del país.

En el proyecto MAPS-Chile participan representantes de los Ministerios de Relaciones Exteriores, de Hacienda, de Transportes y Telecomunicaciones, de Agricultura, de Energía, de Minería y de Medio Ambiente; actuando este último como Secretaría Ejecutiva del proyecto. El proceso participativo considera la implementación de un Grupo de Construcción de Escenarios (GCE) y de Grupos Técnicos de Trabajo compuestos por un conjunto de expertos que acompañan el proyecto y definen un conjunto de escenarios y opciones de mitigación (no vinculantes) para acciones futuras y que sirven como apoyo para las decisiones sobre políticas y enfoques de planificación.

1.2 Estrategia de Investigación

El proyecto MAPS Chile busca proyectar las trayectorias de emisiones mediante la investigación, la modelación y la simulación. El proyecto cubre los sectores de generación y transporte de electricidad y transporte, los sistemas públicos y privados de transporte, la industria minera y agroforestal, los sectores residencial, comercial y público; y las industrias de residuos y otras (por ejemplo manufactura, construcción y cemento).

Las trayectorias de emisiones se definirán en base al camino de desarrollo que Chile siga. Por una parte, se puede definir una línea de emisiones de Gases de Efecto Invernadero de acuerdo a un camino de desarrollo en el que no se consideren mayores restricciones (denominada BAU, Business as Usual, por sus siglas en inglés). Por otra parte, de seguir las recomendaciones más estrictas que sugiere la ciencia, se proyectarían emisiones limitadas y decrecientes (RBS, Required by Science, por sus siglas en inglés). Entre ambas trayectorias se podrán identificar diversas Opciones de Mitigación, que resultarán de agrupar acciones concretas de mitigación bajo distintos criterios y supuestos.


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Figura 1: Trayectoria de emisiones Fase 2

Fuente MAPS Chile

El proyecto completo considera tres fases. En la fase 1 ya realizada se proyectan los escenarios BAU y RBS. En la actual fase 2 se proyectan el escenario Línea Base 2012 y los distintos Escenarios de Mitigación. Por último, la fase 3 se centrará en la difusión de alto nivel de los resultados y el análisis de posibles iniciativas de mitigación, públicas y privadas, con quienes toman decisiones en el Estado, el sector privado y la sociedad civil.

2 Objetivos

El alcance del presente trabajo debe cumplir con los siguientes objetivos:

Objetivos generales

Proyectar las emisiones de GEI para el Sector Minería y Otras Industrias, para el escenario Línea Base 2012 y Escenarios de Mitigación, considerando el horizonte de evaluación 2012-

2050 y detallando los resultados para los años 2020, 2030 y 2050.

Objetivos específicos

1) Implementar un modelo computacional que permita la simulación de la Línea Base 2012 y los distintos Escenarios de Mitigación, proyectando las emisiones de GEI y consumo energético a nivel nacional, con un horizonte de evaluación 2012-2050, detallando los resultados para los años 2020, 2030 y 2050.

2) Elaborar fichas que presenten la información organizada sobre medidas de mitigación y sus indicadores, para el sector minería y otras industrias.

3) Determinar criterios de agrupación y sensibilidad de las medidas para la construcción de los Escenarios de Mitigación a evaluar.


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3 Metodología y Resultados

3.1 Metodología General

Figura 2: Pasos del desarrollo metodológico Fuente: Elaboración Propia

La metodología presentada para la siguiente consultoría considera los pasos, indicados en la Figura 2.

La primera etapa consideró la recolección de información relevante para los sectores de estudio. Para el presente informe, se indica una evaluación de la situación actual de la recolección de información, y las acciones requeridas.

Esta etapa incluyó la validación de la información entregada, como es el caso del desglose del Balance Nacional de Energía de los años 2010-2012.

A continuación, con esta información se procedió a desarrollar el modelo de simulación. Este modelo está compuesto por diferentes componentes: Energía, Drivers de Energía,

Emisiones de CO2eq, Mitigación y otras variables. Cada uno de estos componentes se explica en detalle en la sección “Desarrollo Modelo de Simulación”.

Finalmente, luego del desarrollo de la parte teórica del modelo, esta información se vertió en el modelo computacional. Para esto se decidió utilizar LEAP, como modelo de soporte para el desarrollo de la simulación.

El desarrollo de estos tres pasos, permitió obtener un modelo de proyección de emisiones que cumple con los objetivos establecidos para el presente proyecto.

3.1.1 Levantamiento de información

Esta actividad, consideró la recolección de información desde fuentes bibliográficas y actores relevantes de la industria. Esta información fue necesaria, para caracterizar los consumos energéticos de cada sector y luego las emisiones de GEI asociadas. En particular, fue necesario contar con datos de producción, consumos de energía, datos técnicos como eficiencias asociadas a los procesos, penetraciones de combustible por proceso y uso, entre otras.

Junto a la información que permitió realizar la proyección técnica del modelo, se realizó un catastro de los proyectos mineros de Cobre que se encontraban en evaluación, considerando nuevos yacimientos y expansiones.

Esta actividad involucró el levantamiento de información por sectores, en conjunto con el apoyo del equipo de MAPS. La siguiente tabla indica la información solicitada, la institución involucrada y el resultado de la gestión de esa información a la fecha de cierre de este estudio.

Levantamiento de

Información

Desarrollo de

Modelos Simulación

Aplicación en

Modelo Computacional


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Tabla 1: Detalle de información solicitada

Información

Sector Periodo de Información

Descripción Institución Estado

Información Usos de Energéticos

Todos 2010-2011 División de información del balance de energía 2010-2011 por usos

Ministerio de Energía

Entregada 17/07/2013. Se solicitó la información de 2012, la cual aún no ha sido entregada

Información de detalle del Balance

Todos 2004-2011 Información más detallada por sector desde 2004.

Ministerio de Energía

Solicitada, aún no entregada.

Listado de proyectos de minas de Cobre

Cobre 2012-2020 Información detallada de proyectos

Cochilco, Cru, Brook-Hunt

Información disponible por el consultor.

Listado de proyectos de otras minas

Cobre Información detallada otras minas

Cochilco Información solicitada. Aún no entregada. No se utilizó esta información.

Información de cuotas de pesca

Pesca Detalle de proyecciones de cuotas de pesca extractiva

Sernapesca Reunión solicitada a MAPS. No se obtuvo respuesta, se utilizaron otros criterios.

Disponibilidad agua en zonas mineras

Cobre Detalle de inventarios de agua y disponibilidad

DGA Aún no solicitada. No se utilizó esta información, se usó información de Cochilco.

Proyectos de desalinización

Cobre Detalle de proyectos en carpeta

Cochilco Información disponible por el consultor. Información recibida de Cochilco.

Proyecciones de Ley Cobre Proyecciones de ley de Cobre Disponible

Cochilco Información solicitada. Aún no entregada. Se utilizó otro criterio, para estimar esta parte.

Proyecciones de costo o distribuciones de costo

Cobre Información de Cash-Cost disponible

Cochilco Información solicitada. Aún no entregada. No se utilizó esta información.

Fuente: Elaboración Propia


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3.1.2 Desarrollo Modelo de Simulación

Tabla 2: Componentes de la simulación

Sub-Modelo Función

Componente de Energía Corresponde a la determinación de la energía consumida por cada sector, información que se calcula por cada tipo de combustible. Esto se determinó en función de los drivers obtenidos para cada sector.

Componente Drivers de Energía

Este componente busca proyectar los drivers del sector, que son variables independientes del modelo de energía. Estos drivers serán a su vez función de variables como el PIB, otras variables y estudios de mercado.

Componente de Emisiones de GEI Este bloque corresponde a la modelación de emisiones de GEI, para lo cual se usó como referencia, los factores de emisión del IPCC.

Componente de Mitigación Corresponde a la modelación de las medidas de mitigación y la agregación de estas medidas, para generar los escenarios. Esto considera los efectos de la interacción entre las medidas.

Componente de otras variables Este modelo permitió obtener las otras variables requeridas, como la presión sobre recursos hídricos para el caso del Cobre.


Para el desarrollo del presente consultoría, el modelo de simulación considera los siguientes componentes, que se explicarán en detalle en el presente informe.

3.1.2.1 Componente de Energía

La componente de energía considera la modelación y proyección del nivel y estructura de consumo de energía (electricidad y combustibles) para cada uno de los sectores considerados. El equipo consultor, para este propósito, revisó la literatura respecto de los enfoques metodológicos adecuados para proyectar consumo. La metodología debe permitir estimar consumos en el largo plazo y desagregando por energético.

Los pronósticos energéticos se volvieron extremadamente populares tras los shocks de petróleo de la década de los setenta. Actualmente existen muchas alternativas para estimar demanda energética futura. En particular, para los sistemas eléctricos existen pronósticos incluso para unos pocos minutos o a más largo plazo. Otras estimaciones intentan proyectar consumos energéticos por más de 30 años llegando incluso al orden de siglos para estudios con propósitos de análisis de calentamiento global, como es el caso de este estudio (Karabulut, 2008).

Las metodologías de pronóstico de consumo energético de largo plazo más utilizadas son de las siguientes categorías: proyecciones de series de tiempo y/o econométricas, análisis de uso final y enfoques combinados. Cada enfoque refleja una cierta visión revelada en supuestos y permiten estimar consumos multi-energéticos de largo plazo. Estos métodos combinan enfoques top down y bottom up según la clasificación usual. El enfoque más cercano a los modelos microeconómicos se conoce como “bottom up”. Estos modelos disponen de una fuerte base de ingeniería donde en muchos casos se especifican los requerimientos energéticos de equipos y maquinarias para determinar el consumo energético. Por otro lado, existen los modelos económicos de corte más macroeconómico, que se conocen como “top-down”. En este último caso destacan los modelos de equilibrio general. También se cuenta con modelos de tipo econométricos que permiten incorporar de manera sistemática la información histórica disponible.

La evaluación de sistemas energéticos de largo plazo y de emisiones de gases efecto invernadero suele realizarse combinando metodologías formales de proyección con la construcción de escenarios. Este tipo de ejercicio puede llevarse a cabo en distintas escalas y considerando horizontes temporales diferentes. Sin embargo, en general para su construcción se requiere


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integrar fenómenos de largo plazo (incluyendo demográficos, tecnológicos o tendencias de ecosistemas), con otros de corto plazo (como pueden ser la inflación o un shock en los precios del petróleo). Según (Anderberg, 1989), el uso de escenarios se vuelve práctica común en la evaluación de políticas energéticas tras la crisis de petróleo de 1973.

Es fundamental enfatizar que las definiciones de escenarios no tienen relación directa con predicciones ni proyecciones. Esto porque el uso de escenarios es radicalmente distinto de la idea tradicional de predicción económica. Los escenarios intentan mostrar imágenes alternativas del futuro y no proyectar tendencias del pasado. Una de las características más útiles de los escenarios es que están diseñados explícitamente para explorar cambios importantes en las tendencias, quiebres en el sistema y cambios mayores en el comportamiento humano o reglas institucionales (variables que no es posible predecir o proyectar). Además, esta es una forma usual y sencilla de incorporar la incertidumbre (Craig, 2002).

Tras la revisión se escogió un modelo de uso final para cada uno de los sectores considerados. Esta metodología estima los consumos a partir de intensidades que dependerán del nivel de actividad de cada sector. Esta metodología se explica con mayor detalle en la sección siguiente.

3.1.2.1.1 Métodos de Uso Final

La metodología de uso final asume que la demanda de energía (para todos los usos) depende directamente de una variable asociada a un nivel de actividad o driver. Por ejemplo, típicamente en los sectores industriales los drivers corresponden a los PIB sectoriales o producción física mientras que en el sector residencial puede ser número de hogares1. Luego, para cada sector se obtiene una estimación de

1 Por ejemplo, los modelos de demanda de la MAED de IAEA y el

modelo LEAP del Stockholm Environment Institute suelen considerar esto drivers sectoriales. Existe numerosa literatura empírica donde se ha relacionado el consumo de combustible sectorial con el nivel de actividad.

intensidad energética final para cada uso obtenido como el cociente entre el consumo y el nivel de actividad asociado a un año base. Si esta intensidad permanece inalterada entonces el consumo del sector quedará totalmente determinado por la trayectoria del driver. De esta manera, la demanda de energía para cada sector se desagrega por principales usos. Por ejemplo, en el sector siderurgia hay usos de motor y térmicos.

Es importante destacar entonces, que un primer desafío, es determinar primero cuál es el driver de cada sector y, posteriormente proyectar una trayectoria de éste para poder estimar los consumos finales. La estimación de este driver suele requerir de estimaciones de terceros (como por ejemplo de proyecciones de producción de cobre) o requerir de análisis econométricos (típicamente estimar a partir de la actividad económica niveles de producción como para el caso del cemento). En algunos casos es relevante considerar estudios y perspectivas de mercado que permitan anticipar quiebres o niveles de saturación que la historia pasada no revela.

En los sectores industriales se considerarán usos térmicos, motrices y específicos eléctricos. La demanda de energía asociada a cada uso se satisface utilizando energéticos que presentan distintas eficiencias. Por ejemplo, las necesidades de calor se pueden cubrir con carbón o gas. Al utilizar las tasas de eficiencia de cada combustible se puede obtener la energía útil asociada a cada uso. La energía útil corresponde al requerimiento energético efectivo asociado al uso sin considerar la energía disipada. La energía útil es la cantidad de energía necesaria para realizar trabajo, alcanzar una determinada temperatura, iluminar, etc.

La figura siguiente muestra el enfoque de uso final.

Figura 3: Enfoque de Uso Final Fuente Elaboración Propia

La desagregación de la intensidad permite examinar los impactos en el consumo de numerosas variables. Cambios en estas variables pueden derivar en cambios en condiciones de mercado, cambios tecnológicos, medidas de eficiencia energética, entre otros. Las variables que generalmente es posible analizar incluyen:

Nivel de Actividad. Por ejemplo, mayor crecimiento económico o producción aumenta el consumo de sectores productivos.

Participación de Energéticos. Por ejemplo, el aumento del uso de la electricidad y reducción de leña en usos térmicos reduce el consumo de energía final manteniendo el requerimiento de energía útil. Hay medidas de eficiencia energética o ambientales asociadas a cambio de combustible. En esta participación, para el caso del presente informe también influyen los precios relativos de los combustibles.

Eficiencias. Representa avance tecnológico usual y cambios de stock de equipamiento.

Energía útil. Por ejemplo, en la minería del cobre la caída de las leyes ha aumentado los requerimientos de energía útil. Dado que se procesa más material para producir la misma tonelada, se requiere más energía para producir ésta. Es decir, aumentó el requerimiento de energía útil.

Este tipo de desagregación permite evaluar la sensibilidad de los consumos finales frente a cambios del sistema y evaluar correctamente medidas de mitigación.

En este estudio además se analizan los años históricos desde 1991 (año a partir del cual existe BNE desagregado por combustible). Esto permite examinar tendencias, quiebres y analizar cambios históricos que contribuyan a la proyección

Por ejemplo, tendencias en la energía útil, eficiencias, cambios en participación de combustibles. Para ello, se utilizará información secundaria (disponibles para sectores como cobre, y papel y celulosa) para la desagregación por usos. Es importante destacar que el equipo consultor ha realizado esta desagregación anteriormente para el Ministerio de Energía.


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1

3.1.2.1.2 Formalización de Enfoque

En esta sección se formaliza de manera simple el enfoque de estimación de los parámetros del Modelo para los sectores que utilizarán el enfoque de uso final. La forma de la modelación responde a la información disponible. Las principales fuentes de información son:

- Balance Nacional de Energía (BNE). - Balances de Energía por Uso y antecedentes

de usos distintos al BNE. El BNE para los sectores mineros y papel y celulosa no desagrega en usos el total de consumo registrado en cada sector. Por ello, se usan referencias sectoriales como COCHILCO y Balances de energía útil internacionales (como el de Uruguay). Esta fuente se utiliza por ser una de las pocas referencias disponibles de su tipo. Por otra parte, los antecedentes serían aplicables a la realidad nacional dado que las tecnologías productivas suelen ser similares y están disponibles en todo el mundo. Los expertos del equipo consultor (PRIEN y académico de Ingeniería de Minas) revisan y modifican las tasas de eficiencia para representar adecuadamente la realidad local.

- Fuentes Relacionadas con los Niveles de Actividad2

El BNE entrega los consumos totales en unidades de energía (Tera calorías) de cada sector i (por ejemplo, sector Siderurgia), y también los consumos de cada energético j (por ejemplo, diésel y electricidad), De esta manera, el

consumo total de un Sector i se expresa como:

∑

Tanto como se obtienen directamente del

BNE.

2 En la sección de niveles de actividad de explica cómo se

obtienen los valores por sector y región.

Antecedentes recientes entregados por el Ministerio de Energía y otras fuentes de información permiten también estimar el consumo sectorial total pero desagregando por uso k y combustible j. El Ministerio de Energía cuenta con información de usos térmicos, específicos eléctricos y motrices para todos los sectores salvo minería y papel y celulosa como se explicó anteriormente. Esto permite expresar el consumo del sector i como la suma de los consumos por uso:

∑

Luego por construcción, para los años históricos y base, los consumos del modelo coincidirán con aquellos del BNE.

Estos nuevos antecedentes permiten estimar factores que definen el consumo del sector i

para el combustible j asociado al uso k. Es decir3,

.

Lo que interesa es reagrupar los términos y obtener los consumos finales del sector por uso4:

∑

∑

Para cada uso se estima una intensidad de energía final. Esto se obtiene como el cociente entre el consumo total del sector por uso y el nivel de actividad considerado para el sector i (por ejemplo, producción física o PIB):

Directamente del BNE además es posible estimar la participación que cada combustible tiene para cada uso .

3 De esta manera, se descompone como

∑ , donde ∑ .

4 Y así logramos reescribir: ∑ .


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En este caso, por construcción se cumple que ∑ .

Para estimar los consumos por zona geográfica, basta con desagregar ∑ donde denota la zona geográfica 5 . La estrategia de desagregación geográfica varía con el sector como se presenta en la “Desagregación de Consumos por sistema”.

Para aquellos casos que un único energético permite satisfacer un uso se realiza análisis de energía final. Esto ocurre para los usos específicos eléctricos. En términos prácticos, la única diferencia en la entrada de datos es que no se requiere incluir eficiencias para estos usos. Esto es equivalente a que en las ecuaciones se reemplazara (aunque claramente esto

no significa rendimiento de 100%).

Con las variables de entrada es posible estimar la energía final por uso, combustible, energía útil, intensidades de energía útil para cada uno de los años en que se cargan datos de entrada (historia). Los cálculos son para el año base y los años históricos.

Para los años históricos tenemos entonces , , y

Para proyectar se requiere estimar la energía útil para cada uso en los años históricos y base:

∑∑

5 De esta manera los consumos del sector i para el uso k se

pueden escribir como ∑ . Esta última expresión deja de manifiesto el supuesto de homogeneidad del consumo en las regiones. Este supuesto se puede levantar fácilmente (y se hará en sectores como el cobre).

∑∑

∑

∑∑

∑

La intensidad de energía útil :

La participación de cada combustible en la demanda de energía útil por uso (penetración de energía útil) viene dada por:

Cuando se realiza la simulación, el análisis de escenarios (“predicción”) se realiza modificando las variables ( , , y ). De estas

expresiones entonces es posible “devolverse” en los periodos a proyectar y estimar los consumos de energía final (por uso y/o combustible según se requiera para estimar emisiones). Por ejemplo, el consumo de energía final del combustible j del sector i es:

∑

Esta desagregación permite analizar el consumo futuro considerando un enfoque de energía útil a través de escenarios. Por ejemplo, puede modelarse un escenario de alto crecimiento o producción (cambia ) aumentando el consumo. Una eficiencia asociada a un uso y combustible depende de la tecnología. Por ejemplo, el recambio de motores corresponde a una mejora en eficiencia. La demanda de energía final cae mientras que la energía útil permanece constante.

La figura siguiente resume el enfoque metodológico de uso final propuesto para predecir consumos energéticos. Cabe destacar que considera utilizar métodos estadísticos y/o econométricos para analizar las tendencias de los resultados, y en algunos casos, de los niveles de actividad.

Figura 4: Resumen de Metodología de Uso Final Propuesta

Fuente Elaboración Propia

3.1.2.1.3 Consideraciones Metodológicas:

A continuación se presentan algunas consideraciones metodológicas que permiten justificar la elección del enfoque metodológico.

3.1.2.1.3.1 Elección de Metodología

Existe literatura que señala que el análisis de uso final podría ser más útil en la proyección de largo plazo, razón por la cual se seleccionó esta metodología. En un análisis de escenarios, un modelo de uso final captura cambios en la demanda final. Para formas de energía que compiten, se obtiene la energía útil según la penetración de cada energético y sus eficiencias. Este tipo de metodologías no incorpora precios ni elasticidades como en los modelos econométricos lo cual es su principal desventaja. Sin embargo, las posibilidades de modelación dentro de los escenarios permiten analizar con mucho detalle políticas públicas y cambios estructurales. Por otra parte, se pueden incorporar antecedentes de precios externos a la modelación que permitan tener más objetividad, respecto de las trayectorias de penetración.

A pesar de la ventaja de poder usar precios, los modelos econométricos no permiten capturar todas aquellas medidas que no se basen en precios. Además, al ser modelos de demanda

agregados no permiten capturar la diversidad y posibilidades de las tecnologías6. Por otra parte, consideraciones de precios pierden sentido en el muy largo plazo dada la incertidumbre respecto de las tecnologías.

3.1.2.1.3.2 Ventajas de la Estrategia de Modelación

La modelación de uso final conlleva una parametrización que permite analizar el consumo futuro considerando un enfoque de energía útil a través de escenarios incluyendo explícitamente una amplia gama de medidas de mitigación. Esta metodología ha sido recomendada por varias instituciones como la IAEA por la simplicidad de la modelación tecnológica.

La gran ventaja radica en que se pudo explicitar todos aquellos factores que inciden en el consumo. A modo de ejemplo, se listan posibilidades de sensibilidad y de modelación de

6 “Energy Demand Models for Policy Formulation: A

Comparative Study of Energy Demand Models”. The World Bank, 2009.

Intensidad de Energía útil año base

Tendencias :Intensidades por uso final y útilParticipaciones de combustible

Proyecciones

Intensidades por uso final y útilParticipaciones de combustibleEficiencias

Proyecciones de Consumo

Proyecciones de Nivel de

Actividad-Tendencias tecnológicas.-Modelación de Escenarios


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escenarios factibles de realizar y de manera muy sencilla con esta modelación:

-Pueden modelarse escenarios de distintos niveles de actividad (como producción) aumentando el consumo (cambia ).

-Se pueden modelar cambios en las tasas de eficiencia de procesos o usos específicos y por combustible. Por ejemplo, el recambio de motores corresponde a una mejora en eficiencia. La demanda de energía final cae mientras que la energía útil permanece constante.

-Pueden incorporarse cambios en la energía útil. Por ejemplo, mejoras en gestión y en procesos puede reducir el requerimiento energético. Otro ejemplo clave se encuentra en la minería del cobre donde los aumentos en intensidad final del consumo se explican también por aumentos en la demanda de energía útil a pesar de tendencias de aumentos en eficiencia y la creciente sustitución de combustibles a electricidad. -Se pueden modificar las participaciones de combustibles. Las penetraciones permiten analizar tendencias o medidas. Por ejemplo, si se sustituye leña por electricidad, se reduce el consumo final de energía debido a las diferencias en eficiencia de ambos energéticos. En este caso, la energía útil permanece constante. Para analizar las trayectorias además se utiliza información existente de elasticidades precio como se explica en la sección siguiente.

3.1.2.1.3.3 Tasas de Eficiencia Consideradas

Dada la definición metodológica resulta imperativo contar con tasas de eficiencia que permitan modelar los requerimientos de energía útil. Las tasas se obtienen del Balance de Energía Útil de Uruguay desarrollado por PRIEN y Fundación Bariloche (2008). Estas eficiencias son distintas para los sectores industriales y mineros.

Es importante recalcar que estas tasas fueron revisadas por expertos del equipo consultor. Las tasas definidas para el caso uruguayo fueron revisadas por expertos de PRIEN para representar adecuadamente los sectores industriales nacionales. Para el sector minero en particular, participó el experto en usos de energía y académico de Ingeniería de Minas de la Universidad de Chile Jacques Wiertz, cuyos comentarios permitieron corregir las eficiencias de Diésel (25% a 30%) y de gasolina (17.6% a 20%).

De la inspección de los cuadros se aprecia que, en general, la minería tiene tasas de eficiencia mayores. Por ejemplo, en la minería del cobre y según el BNE 2012, el 96% de la energía es electricidad (55%), diésel (37%) y petróleo combustible (4%). En todos estos combustibles la minería resulta más eficiente que la industria.

Los cuadros siguientes presentan los rendimientos por uso y combustible para los sectores minero e industrial respectivamente.

Tabla 3 Tasas de Eficiencia consideradas para Sectores Mineros

Electricidad

Gas Natural

Carbón Diésel Petróleo Combusti

ble

GLP Coque Leña Kerosene Gasolina

Calor 83,3 75,0 50,0 83,2 74,5 68,3 63,2 75,0 75,0 75,0

Motriz 93,6 30 27,7 20

Fuente: Basado en PRIEN (2008)

Tabla 4 Tasas de Eficiencia consideradas para Sectores Industriales

Electricidad Gas Natural Carbón Diésel Petróleo Combustibl

e

GLP Coque Leña/Biomasa

Kerosene Gasolina

Calor 81,8 76,7 50,0 82,0 74,0 74,0 50,0 73,0 75,0 75,0

Motriz 87,5 30 27,7 20

Fuente: Basado en PRIEN (2008)

3.1.2.1.4 Tratamiento Precios Relativos de Combustibles

En esta sección se explica cómo se modifica la composición del consumo de energía ante cambios en los precios relativos de los distintos combustibles (incluyendo impuesto al carbono). Este tratamiento resulta externo pero compatible con el enfoque de uso final. Esta metodología se acordó con la contraparte técnica de MAPS y, en particular, con el equipo de economía.

Para definir una metodología se revisó literatura especializada y experiencias internacionales. La literatura muestra que el tratamiento acabado de precios es una tarea compleja y alta en herramientas de modelación e información. La literatura también muestra que las muchas opciones (energéticos) que compiten hacen que el sector industrial sea un sector particularmente complejo.

En general, se encuentran dos enfoques metodológicos principales para el tratamiento de precios: (1) Modelos de Equilibrio General y (2) Uso de elasticidades precio de la demanda. La mayor parte de los estudios, en los cuales se examinan cambios ex ante en precios de combustibles utilizan metodologías de equilibrio general (Manne & Richels, 1991) (Jorgenson & Wilcoxen, 1993). Las ventajas de este enfoque es que asume que los consumos de cada combustible responden al comportamiento racional y de optimización de los agentes económicos, y que se consideran los encadenamientos a través de toda la estructura de la economía.

Sin embargo, y dado que no es compatible el modelo de energía propuesto con un modelo de equilibrio general, se utilizó un enfoque de elasticidades, el cual resulta compatible (al menos exógenamente) con el modelo de energía propuesto. En la literatura, para estimar elasticidades precio en el sector industrial se suelen encontrar dos enfoques sumamente intensivos en datos:

-La primera alternativa es modelar una función de costo mínimo (resultado del problema del productor) que depende de los precios y el nivel de producción. Típicamente se considera un desarrollo de Taylor de segundo orden de donde es posible obtener expresiones de elasticidades cruzadas y para el propio combustible.

-La segunda alternativa consiste en estimar un modelo de elección discreta donde en función de los precios se estima la probabilidad de elección de cada combustible.

En un estudio de la Universidad de Chile (Benavente J. y., 2012), los autores estimaron elasticidades con ambas alternativas, para el corto y largo plazo, recomendando finalmente utilizar los resultados del segundo enfoque. Esto porque los resultados del primer enfoque, aun cuando eran más desagregados se asociaban a estimaciones con problemas y errores de especificación. Estos resultados del segundo enfoque, se desagregan por zonas geográficas (norte-centro-sur), por lo que no se pudo contar con elasticidades por sector y por ende sólo se cuenta con información agregada a nivel de toda la industria y minería.


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El cuadro siguiente se presenta a modo de ejemplo, el cual indica el cambio porcentual en

energía final, respecto a cambios en el precio:

Tabla 5: Elasticidades de demanda de largo plazo, zona centro

Gas Petróleo Gasolina Electricidad

Gas -1,54

(-2,04:-1,04) 0,22

(0,15:0,40) 0,62

(0,02:1,11) 0,7

(0,59:0,87)

Petróleo 0,20

(0,15:0,33) -1,28

(-1,63:0,76) 0,16

(0,05:0,24) 0,92

(0,37:1,28)

Gasolina 0,55

(0,66:0,77) 0,15

(0,13:0,22) -1,40

(-1,62:1,06) 0,7

(0,59:0,87)

Electricidad 0,14

(0,11:0,19) 0,20

(0,11:0,29) 0,16

(0,05:0,24) -0,49

(-0,61:0,37) Fuente: (Benavente J. y., 2012)

Cada celda contiene la elasticidad de la demanda por un combustible (filas) respecto de los distintos precios de los combustibles (columnas). Por lo tanto, la forma correcta de leer los cuadros es que cada casilla contiene la elasticidad ij que señala en qué porcentaje cambia el consumo de la fila i cuando cambia el precio del combustible en la columna j. Por ejemplo, si el precio del gas sube 1% entonces la demanda de gas cae -1.54% mientras que la demanda de petróleo aumenta 0.20%, la de gasolina 0.55% y la de electricidad 0.14%.

En la modelación propuesta, y como se formaliza en la sección siguiente, se omiten efectos de nivel. Es decir, se asume que cambios en los precios relativos no alteran las demandas totales de energía útil sino que sólo la composición de energéticos que la conforman. A pesar de ser éste un supuesto fuerte, permite compatibilizar el uso de elasticidades con el enfoque de uso final. Esto porque en los modelos de uso final, por definición, los consumos se caracterizan a partir de un nivel de actividad exógeno. Por otra parte, el supuesto resultaría razonable en los casos que los cambios de precios son pequeños, cuando a pesar del aumento de costos siguen siendo existiendo rentas positivas de la actividad, y por el carácter de largo plazo del análisis.

La metodología propuesta considera combinar información de elasticidades estimadas en (Benavente J. y., 2012) con información sectorial entregada por expertos de los sectores, académicos y/o literatura especializada. El uso

simultáneo presenta la ventaja de hacer competir combustibles sólo en casos y usos con espacio para ello. Por ejemplo, y como señalan expertos del sector minero, no existiría espacio para sustituir gas y diésel en las fases de mina subterránea pero sí, se espera que se puedan sustituir en procesos de fundición.

Las consideraciones de expertos y actores de los sectores son fundamentales para construir escenarios realistas. Por ejemplo, el uso de energía solar para procesos térmicos es reciente y muy incipiente en nuestras industrias por lo que no se cuenta con elasticidades para este energético. En estos casos, puede incorporarse una trayectoria exógena de penetración que resulta independiente de los precios de los combustibles tradicionales. Tales trayectorias sí deben incorporar las expectativas de su desarrollo tecnológico y de mercado futuro. Para el caso particular de la energía solar se utilizó la tendencia de proyección sugerida por EIA (2013).

También resulta importante destacar que la aplicación de elasticidades es holgada. En particular, las elasticidades existentes se estimaron para toda la industria y minería. Por lo tanto, su aplicación debiera considerar consumos agregados. Sin embargo, y para caracterizar adecuadamente las posibilidades técnicas de sustitución, se usan estas elasticidades pero sólo en procesos específicos de la industria. En particular se validó con expertos en qué usos y procesos es posible sustituir energéticos en base a criterios técnicos.


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El enfoque utilizado para esta parte, emplea las elasticidades de corto plazo. Ante cambios de precio, para cada año se usan, según el proceso dónde es factible, dichas elasticidades. La decisión de usar estas elasticidades se debe a que ante cambios importantes de precio, las elasticidades de largo plazo llevan a cambios de consumo importantes e incluso no realistas. Dado que el uso de elasticidades es por definición un análisis “ceteris paribus”, éstas están estimadas para caracterizar cambios pequeños de precios. Cambios grandes de precios pueden llevar a resultados inconsistentes y absurdos. Por ejemplo, ante alzas importantes de algunos precios puede resultar que el consumo se debe reducir en montos mayores al consumo original.

El cuadro siguiente presenta aquellos procesos y usos para cada sector en donde se hacen competir combustibles. El cuadro también indica la elasticidad utilizada para cada sector, en donde se hace un supuesto en función de la ubicación geográfica del sector. Por ejemplo, se podría asumir que las elasticidades de la zona norte del estudio están más asociadas a las actividades mineras mientras que las elasticidades de la zona sur, están asociadas más al sector celulosa.

La selección de estos sectores se hizo en base a opinión experta y a las posibilidades tecnológicas del sector. En general para el caso de la minería y de industria, se pudo observar que en el sector transporte este era inelástico, debido a que es complicado poder cambiar por ejemplo el diésel por otros combustibles que se estaban volviendo más económicos, como es el caso del gas natural. En el caso del sector Pesca, por ejemplo, no tienen opciones tecnológicas reales para cambiar el diésel o petróleo por gas natural. Por lo tanto, las opciones reales se presentaban en los procesos térmicos, en donde es factible poder realizar cambio de combustible entre uno líquido y uno gaseoso en general. Para el caso de industrias varias, se asumió que existía la flexibilidad de cambio en los procesos, debido a que en general son equipos pequeños, en dónde por ejemplo es más fácil substituir sistemas térmicos (ejemplo termos de agua caliente eléctricos o de gas natural son fáciles de reemplazar).

A pesar de la complejidad de la modelación, se enfatiza que las consideraciones de precios pierden sentido en el muy largo plazo dada la incertidumbre respecto de las tecnologías y preferencias de mercado.

Tabla 6 Sustitución entre Combustibles Sector Proceso/Uso Energéticos que Compiten Elasticidad

Cobre Fundición Diésel-Gas Natural Zona Norte

Cobre Lixiviación Diésel-Gas Natural Zona Norte

Hierro Usos térmicos

Diésel-Gas Natural Zona Norte

Minas Varias Usos térmicos

Diésel-Gas Natural Zona Centro

Papel y Celulosa

Usos térmicos

Electricidad-Gas Natural- Petróleo Combustible

Zona Sur

Siderurgia Usos térmicos

Gas Natural- Petróleo Combustible Zona Sur

Cemento Usos térmicos

Coque-Gas Natural Zona Centro

Industrias Varias

Usos térmicos

Gas Natural- Gas Licuado-Petróleo Combustible-Carbón- Electricidad

Promedio Nacional

Fuente: Elaboración propia.

3.1.2.1.4.1 Formalización de Estimación de Participaciones de Combustibles ante cambios en Precios

Para explicar cómo se estiman los cambios en las participaciones de los combustibles se utilizará un

ejemplo: El uso térmico en el sector siderurgia. Recordemos que en el modelo de energía la trayectoria a proyectar es la de penetración de energía útil.


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Utilizaremos la misma notación que para el modelo de energía pero omitiendo los subíndices asociados al sector (i) y al uso (k). En este caso i es el sector siderurgia y k el uso térmico. Para un año t tenemos que la demanda de energía útil es y la intensidad de energía útil .

∑

∑

Además, la participación de energía útil para el combustible j viene dado por:

Se añade un superíndice asociado al año (t) para estimar las participaciones de cada combustible en el año siguiente:

El término se estima a partir de las

elasticidades. En el caso de usos térmicos en la siderurgia compiten sólo dos combustibles: gas natural (j=g) y petróleo (j=p). Por lo tanto, en este caso para el gas:

Donde:

En este caso, las elasticidades y son

elasticidades que están corregidas por la eficiencia de cada combustible.

Análogamente:

Notamos que las elasticidades y son las

que se tomaron del estudio de (Benavente J. y., 2012). Para obtener las participaciones, se asumió

constante. Es decir, se

asume para este ejercicio que la energía útil permanece inalterada.

Si se divide la expresión

por

entonces

Análogamente,

Finalmente, los resultados se ajustan de forma tal que:

Este ajuste se realiza para garantizar que se satisfaga la demanda necesaria para el nivel de actividad exógeno definido.

El ajuste realizado es:

De esta manera, al restar a cada penetración el promedio de los términos

para todos los

combustibles (j) se garantiza esta imposición. Este es simplemente un ajuste numérico y no tiene asociado ningún supuesto de fondo.

El mismo procedimiento se utiliza para todos los sectores salvo que en algunos se considera un mayor número de combustibles. La extensión a 3 o más combustibles es directa.

3.1.2.1.4.2 Impuesto al Carbono

Figura 5: Enfoque de Uso Final


El impuesto al carbono se puede interpretar como tradicionalmente aparece en la literatura de economía ambiental desde hace décadas y ahora utilizada en contextos de cambio climático. En la figura se muestra la curva de costo marginal de reducción de una industria o fuente.

Hasta la cantidad reducida qo a la firma le reporta beneficios reducir por lo que lo haría en un contexto ideal de competencia perfecta sin restricciones de ningún tipo ni barreras. Si el regulador deseara reducir q1 unidades, entonces con un impuesto de t logra que la firma reduzca esa cantidad. Para niveles de reducción menores que q1, y para cada unidad, resulta más barato reducir que pagar impuesto. Para niveles mayores de reducción, por cada unidad sale más barato pagar el impuesto que reducir. Por ello, se paga impuesto por la diferencia entre lo que emitía inicialmente (E) y su reducción (q1).

Esta es la manera usual en que se interpreta una curva de abatimiento y el impuesto. Dado el carácter general y agregado de una curva de abatimiento de CO2eq, existen muchas otras consideraciones que realizar para lograr efectivamente estas reducciones. Los instrumentos que tiendan a corregir el precio deben acompañarse políticas que reduzcan las

asimetrías de información y las incertidumbres a la hora de invertir.

La literatura de estimación de impactos de un impuesto al carbono es vasta. En general, se encuentran dos enfoques metodológicos principales para el tratamiento de precios y de impuesto al carbono: (1) Modelos de Equilibrio General y (2) Uso de elasticidades precio de la demanda. La mayor parte de los estudios en que se examinan ex ante cambios en precios de combustibles utilizan metodologías de equilibrio general. Las ventajas de este enfoque incluyen que los consumos de cada combustible responden al comportamiento optimizante de los agentes económicos y que se consideran los encadenamientos a través de toda la estructura de la economía.

La metodología de tratamiento de precios presentada, en principio, podría utilizarse para estimar cambios en las participaciones de combustibles. Sin embargo, en el caso del impuesto, los precios relativos de los combustibles pueden cambiar significativamente entregando resultados no factibles. Por ejemplo, aumentos en los fósiles pueden llevar a la desaparición total de algunos consumos por parte de sectores energo-intensivos. Por otra parte,


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sería necesario estimar un impacto en el nivel de actividad del sector que puede ser relevante en sectores emisores y con restricciones de sustitución.

A pesar de lo anterior, elasticidades específicas que reflejen la sustitución entre energéticos por uso podría mejorar la precisión de este tipo de metodologías y utilizarse en modelaciones como las de este estudio. Es fundamental además complementar estos antecedentes con mejor información específica con sectores consumidores de coque o carbón (como en

cemento y azúcar) donde la sustitución de combustible es técnicamente muy compleja (restricciones altas de sustitución) e información de los impactos posibles en el nivel de producción (y eventualmente emisiones).

Finalmente, los esfuerzos de estimación de impactos de un impuesto con este tipo de enfoque son puramente complementarios. Son los modelos de equilibrio aquellos que capturan los efectos que relacionan a los distintos agentes de la economía y la metodología principal con la que se está abordando el tema.

3.1.2.2 Componente de Drivers de Energía

Sin importar la naturaleza de la modelación, para cada sector es necesario definir un driver. En el caso del uso final, se modelan intensidades de uso (consumos por unidad de nivel de actividad). Por lo tanto, se necesita información de estos “drivers” para predecir los consumos. Por lo tanto, y dada la importancia de esta parte del modelo, el análisis de los drivers de cada uno de los sectores es presentado de manera independiente en el capítulo Antecedentes y Metodología Sectorial.

Para casi todos los sectores, los drivers serán producción física estimada a partir de estimaciones de proyectos y disponibilidad de insumos (como en la celulosa), existiendo un solo caso en el cual se ocupa el PIB nacional como driver (Industrias Varias). El resto de los drivers depende, directa o indirectamente, de estimaciones del crecimiento económico nacional. En este sentido, el modelo no es capaz de incorporar cambios en el PIB ante cambios en los precios de los combustibles.

Para todos los sectores, a excepción del sector de Cobre, se aplicó una tendencia natural de mejora de eficiencia de los procesos, basado en la información que se pudo obtener de la (EIA, 2013), en donde se estiman que los ahorros por año corresponden a un 0.5% por año. En el caso del Cobre, para la parte de transporte (procesos de Mina) se consideró un valor constante debido a que hay un aumento en intensidad de transporte por las minas antiguas, el cual es contrarrestado con el ingreso de minas nuevas. No se pudo obtener datos de este ítem, por lo que se mantuvo constante. Para el caso de los otros procesos dentro del Cobre se consideró esta mejora natural.

3.1.2.3 Componente de Emisiones

En función de los resultados del modelo anterior y de los drivers, se calcula las emisiones de gases de efecto invernadero. Para este cálculo de emisiones, la metodología consideró dos casos diferentes: uno referido a emisiones generadas

por usos energéticos y el otro referido a emisiones generadas por procesos industriales. Los factores de emisión utilizados corresponden a aquellos sugeridos por las directrices del IPCC (IPCC, 2006) en sus volúmenes 2 y 3, para usos energéticos y procesos industriales respectivamente.

3.1.2.3.1 Emisiones uso de energía

La información base de este proceso considera la metodología de cálculo propuesta por el IPCC (IPCC, 2006). En éste cálculo de emisiones se consideran aquellas de combustión estacionaria y se utiliza un nivel 1 de aproximación (“Tier 1”), dicho nivel se refiere a factores de emisión por defecto definidos por el IPCC, el siguiente nivel (“Tier2”) requiere de factores de emisión país específicos (“FEpe”), de los cuales Chile aún no dispone. El cálculo de nivel 1 corresponde a la siguiente fórmula:

Emisiones de Gases de efecto

invernadero

Consumo de combustible j de sector i

(unidades de energía)

Factor de emisión de

combustible j

Las emisiones que serán consideradas para el cálculo del sector serán aquellas provenientes de los siguientes energéticos:

- Hidrocarburos - Otros Combustibles

3.1.2.3.2 Emisiones procesos industriales

Las emisiones por procesos industriales significativas en el país son producidas en las industrias del Cemento y Siderurgia. Por un lado, en la industria del cemento se consideran las emisiones por producción de Clinker y cal las cuales están ligadas a la producción de cemento. El factor de emisión de nivel 1 por tonelada de Clinker producido es de 0,52 tonCO2, el cual


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corresponde a la cantidad de CO2 liberada por la calcinación de CaCO3 corregida por la liberación de polvo de Clinker de cemento (CKD) de un 2% (IPCC, 2006).

El factor de emisión de nivel 1 para la producción de cal según las directrices de la IPCC corresponde a 0,75 tonCO2 por tonelada de cal producido, sección 2.2.1.2 y 2.3.1.2 del (IPCC, 2006).

Por otro lado en la industria del acero las emisiones por procesos industriales son resultado de la producción de coque, arrabio, sinterizado,

hierro reducido y Pellets, en este caso el factor de emisión sugerido por las directrices de la IPCC, considerando que el método de fabricación de acero es en hornos básicos de oxígeno, es de 1,46 tCO2/ton acero producida. Junto a esto se generan emisiones de metano (CH4) en los procesos de producción de coque, sinterizado y hierro reducido, según IPCC las emisiones estarían entre 27 y 32 gr por tonelada de acero producido, con estos antecedentes se utiliza un factor de emisión de 0,030 KgCH4 por tonelada de acero producido, sección 4.2.2.3 del (IPCC, 2006).

3.1.2.4 Componente de Mitigación

En este componente, se consideró la modelación de las medidas de mitigación (las más relevantes y aquellas seleccionadas), las cuales se analizan en detalle en la sección de medidas de mitigación.

Para estas medidas, se realizó un análisis de priorización en función de la opinión experta del equipo y de algunos comentarios recibidos en el GCE6. El detalle del análisis de costos de operación y de inversión, el potencial de mitigación y el costo de abatimiento se encuentra

Energías Renovables

Desarrollo de proyectos de autogeneración de energía eléctrica con ERNC en plantas industriales y mineras

Impulso de la industria minera a proyectos de generación eléctrica de bajas emisiones de CO2 y contabilización de reducciones en la minería.

Inversión en energías renovables para usos térmicos en la industria y minería, nueva y existente.

Recuperación de energía potencial de caídas de material en la minería.

Cogeneración

Instalación de cogeneración para plantas existentes.

Cambio de Combustible

Incentivo al uso de combustibles convencionales de bajas emisiones de GEI para usos térmicos en el sector industrial y minero.

Captura de Emisiones

Instalación de sistemas de captura y almacenamiento de CO2 (CAC) en subsectores de alta intensidad de emisiones de GEI.

Eficiencia Energética

Recambio de motores eléctricos en el sector industrial y minero.

Impulso al uso eficiente de la energía en la industria, a través de la realización de auditorías energéticas y aplicación de las medidas de eficiencia energética detectadas.

Promoción de la aplicación de un estándar (voluntario) de criterios de eficiencia energética en nuevos proyectos mineros.

Implementación de sistemas para recuperar excedentes de calor de procesos térmicos, en la industria y minería

Restricción a la entrada de motores eléctricos ineficientes, mediante estándares mínimos de eficiencia (MEPS).

Inversión en la implementación de sistemas de gestión de la energía en el sector industrial y minero.

Restricción a la entrada de transformadores mediante estándares mínimos de eficiencia (MEPS).

Evaluación e impulso de alternativas a la construcción de plantas desaladoras para la minería.

Implementación de medidas de eficiencia energética para el transporte en la minería.

Fomento a la utilización de combustibles no convencionales de bajas emisiones de GEI para usos térmicos en el sector industrial y minero.

Eficiencia hídrica.


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3

en la sección 4 del presente informe.

Figura 6: Listado de Medidas de Mitigación (Elaboración Propia)

3.1.2.5 Componente de Otras Variables

La modelación de este componente corresponde solamente al consumo de agua en el sector del cobre, por cuanto es un insumo necesario para determinar las necesidades de desalinización del sector.

En lo referido a la generación de residuos, este sector entregó detalles de drivers por cada uno de los sectores del balance de Industria y Minería al sector de Residuos, con el objeto de que ellos obtuvieran las cantidades de basura generada en la industria. Finalmente, no se obtuvieron los valores de residuos generados, y se entregaron los niveles de actividad de cada uno de los sectores al sector de residuos.

En lo referido al uso del agua, esta sección considera la minería del cobre, por cuanto es en este sector dónde se producen las mayores restricciones de disponibilidad de este recurso. En particular, se estudia el aumento del uso de la desalinización como fuente de agua fresca.

Para proyectar el consumo energético por este proceso, se calcula la cantidad de agua desalinizada por año, asociándola a una intensidad eléctrica correspondiente a la desalinización e impulsión. Para realizar esta proyección se consideran las siguientes etapas:

- Se proyecta el consumo de agua fresca en la industria del cobre. Se utilizan las estimaciones realizadas por Cochilco hasta el año 2020 a fin de calcular una intensidad de uso de agua fresca por mineral procesado. Con éstas, y utilizando la proyección de producción y ley media de cobre, es posible extender la demanda por agua hasta el año 2050.

- Para obtener la cantidad de agua desalinizada se utilizan las proyecciones de Cochilco hasta el 2020 para escenario alto, medio y bajo. En el caso del periodo 2021-2050, se supone que todos los aumentos de consumo de la primera, segunda y tercera región provendrán

del desalinizado, modelando de esta forma lo que sucede después de 2020.

- Finalmente se utiliza la intensidad eléctrica estimada por Cochilco. La cual se supone constante para el periodo de análisis, debido a que es una tecnología recién instalada en el país, de la cual se dispone de poca información.

La metodología y resultados se presentan en detalle en la sección Modelo Energético, Desalinización.

Con respecto al uso del suelo, esta variable es relevante para el caso de la industria del papel y la celulosa. Para el caso de esta industria, y de acuerdo a la información recibida por el sector sector silvo-agropecuario, se pudo establecer que existe una limitante a la disponibilidad de tierras y que por lo tanto hay una saturación en el crecimiento de este sector.

3.1.2.6 Desarrollo Modelos de Simulación

La simulación considera el uso del modelo LEAP, dada su facilidad para modelar los sistemas con la metodología de uso final.

3.1.2.6.1 LEAP (Long Range Energy Alternatives Planning System)

El LEAP (Long Range Energy Alternatives Planning System) es un modelo de energías integradas asociadas a un año base y a escenarios posibles, basados en la contabilidad de flujos energéticos y simulación de modelos aproximados. LEAP tiene un manejo de datos flexible e intuitivo, y su ámbito de operación incluye: demanda, emisiones GHG, y análisis de costo-beneficio social entre otros.

Esta herramienta fue diseñada específicamente para este tipo de investigación, y el sistema se alimentará con la información y los supuestos determinados en pasos anteriores, para obtener


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los cálculos e indicadores necesarios asociados a la línea base y a los escenarios de mitigación.

Esta herramienta permite lo siguiente:

Es un formato digital que permite integrar la información para el análisis

El modelo es adaptable por cuanto permite modificar los modelos conceptuales y las entradas de los datos

Es compatible con Windows

Puede leer datos de distintos formatos como los requeridos (xls,csv)

La herramienta puede exportar los resultados

El modelo desarrollado será de propiedad de MAPS y es fácilmente traspasable

La herramienta con los datos cargados permite la replicación de los resultados en otros computadores, si es necesario

Permite la simulación de diferentes escenarios


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4 Antecedentes, Metodología y Resultados de Proyección Sectorial

En esta sección se especifica el detalle de proyección para cada uno de los sectores considerados. Se presentan antecedentes generales, luego antecedentes de la variable que será considerada como el driver fundamental, y finalmente algunas consideraciones respecto del modelo de energía.

A continuación en la tabla siguiente, se presenta el detalle de la metodología a utilizar en las proyecciones de cada sector, las que se serán explicadas en las secciones posteriores.

Tabla 7: Enfoque Metodológico por Sector:

Sector Sub-Sector Driver de Energía Componente de Energía

Minero Cobre Producción de Cobre [Ton]

Uso Final

Hierro Producción de Hierro [Ton]

Uso Final

Salitre Producción de Nitrato [Ton]

Uso Final

Minas Varias Producción total de minerales [Ton]

Uso Final

Oro y Plata Modelado como sub-producto del Cobre

Modelado como sub-producto del Cobre

Otras Industrias Papel y Celulosa Producción de Celulosa [Ton]

Uso Final

Siderurgia Producción de Acero [Ton]

Uso Final

Cemento Producción de Cemento [Ton]

Uso Final

Azúcar Producción de Remolacha [Ton]

Uso Final

Pesca Extracción y Cultivo [Ton]

Uso Final

Petroquímica Producción de Metanol y Etileno

Uso Final

Industrias Varias PIB Nacional Uso Final Fuente: Elaboración Propia


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4.1 Proyección de PIB Mundial y otras variables económicas relevantes

Dado que en algunos casos, la producción es estimada mediante modelos econométricos y ésta a su vez depende algunos casos de las proyecciones de PIB mundial, fue necesario obtener proyecciones de este valor para los bloques económicos más importantes del mundo, hacia los cuales nuestro país exporta.

Para eso se recurrió a la información generada por la Universidad de Columbia (Gaffin, 2002), la cual considera en sus proyecciones el escenario climático A2, lo cual es congruente con lo planteado en las bases de la presente consultoría. Estos datos fueron utilizados, considerando las tasas de crecimiento de PIB proyectadas, lo cual permitió concatenar estos datos con la serie histórica obtenida en el Banco Mundial desde 1960 a 2010 (Banco Mundial, 2013).

Cómo se indicó anteriormente, para la proyección del PIB mundial se usaron las tasas de crecimiento indicadas por la Universidad de Columbia. Dado que la crisis mundial se inicia alrededor del año 2008, y debido a que se tomaron los datos disponibles del Banco Mundial hasta el año 2010, éstos consideraban la crisis del 2008, la cual se puede observar en la caía del PIB antes del 2010. Por lo tanto el punto de partida de esta serie, es conservadora y considera la caída del PIB producto de la crisis.

Respecto al resto de las variables, tales como los precios de electricidad y de combustibles, éstos se incluyen en el anexo de este reporte.

Figura 7 Serie concatenada entre datos del Banco Mundial (1960-2010) y proyecciones PIB

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de (Banco Mundial, 2013) y (Gaffin, 2002)

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

Mile

s d

e m

illo

ne

s U

SD

(Pre

cio

s co

nst

ante

s 2

01

2)

Asia (China, Korea, etc.) Europa + Canadá USA

4.1.1 Desagregación de consumos por sistema eléctrico

A continuación, se indica la asignación de los consumos de cada sector al sistema eléctrico donde estos pertenecen. Muchos de los sectores poseen sus centros de consumo en zonas bien delimitadas, sin embargo en algunos sectores estos consumos son distribuidos en los distintos sistemas eléctricos (Cobre, Minas varias, Pesca, Cemento, Industrias Varias, Petroquímica).

La forma general de desagregar la demanda energética de los sectores en los sistemas eléctricos usa como driver el PIB regional de cada sector (cuando el sector está individualizado), aunque los sectores Cobre, Minas varias y petroquímica utilizan tratamientos distintos.

La base de datos estadísticos del Banco Central presenta los PIB sectoriales por región para el año 2011.

Tabla 8: PIB sectorial por zona (millones de pesos) Año 2011 SING SIC Aysén Mag.

Pesca 35.140 279.220 58.003 10.043

Industria manufacturera

692.030 10.294.978 10.971 106.286

Fuente: Banco Central

Con esta información se obtiene la distribución del sector pesca entre zonas. El sector Industrias Varias se obtiene de forma similar, pero se corrige la participación de Magallanes debido a que entrega una participación de demanda demasiado elevada para dicho sistema, por lo cual se debió ajustar dicha participación reduciéndola a la mitad de lo obtenido, siendo esa diferencia agregada al SING.

En el caso del sector Cemento se levantó la información del estudio “Implementación del modelo LEAP” (MINENERIA 2011), para la repartición de zonas de este sector.

En el caso de Minas Varias se levantó la información de producción del anuario 2012 presentado por COCHILCO, con lo cual se calculó la producción porcentual de cada sistema eléctrico. Este resultado debió ser corregido por

la alta demanda eléctrica que presentaba Magallanes.

Esta proporción que se atribuye a la participación excesiva del sector de extracción de carbón en Magallanes, se distribuyó equitativamente entre el SIC y el SING. Dado que no se posee información de Magallanes y Aysén, y considerando que estos sectores son despreciables respecto del SIC y del SING, no se consideró auto-producción para estos sectores.

En el sector petroquímico el modelo está dividido por compañía. Se atribuye todo el consumo por producción de metanol al sistema de Magallanes y todo el consumo por producción de etileno al SIC.

Finalmente la distribución del sector cobre responde a los proyectos ubicados en cada sistema eléctrico, el ingreso de nuevos proyectos y su capacidad productiva, de esta forma se obtiene una proyección de la distribución de la producción, siendo esta proporción variable año a año, de acuerdo al ingreso de los proyectos, como se aprecia en la tabla siguiente.

Tabla 9: Participación del consumo energético del sector cobre en cada sistema eléctrico.

Cobre SING SIC

2013 57.2% 42.8%

2014 57.7% 42.3%

2015 57.1% 42.9%

2016 57.0% 43.0%

2017 56.0% 44.0%

2018 55.7% 44.3%

2019 56.5% 43.5%

2020 57.1% 42.9%

2030 55.8% 44.2%

2040 55.8% 44.2%

2050 55.8% 44.2%

Fuente: Elaboración propia

La siguiente tabla presenta las distribuciones obtenidas por cada sistema eléctrico para el resto de los sectores.


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Tabla 10: Participación del consumo energético de los sectores en cada sistema eléctrico.

SING SIC Aysén Mag.

Azúcar 100,00%

Celulosa 100,00%

Cemento 12,00% 88,00%

Hierro 100,00%

Industrias varias

6,72% 92,70% 0,10% 0,48%

Minas varias 61,40% 37,10% 0,10% 1,50%

Pesca 9,20% 73,00% 15,20% 2,60%

Salitre 100,00%

Siderurgia 100,00%


4.1.2 Sector Minero

En esta sección se presentan los antecedentes de la minería. Los sectores son cobre y sub-productos (oro y plata), hierro, salitre y resto de minería.

4.1.2.1 Cobre y Sub-Productos

El análisis de consumo de energía y de emisiones de CO2 para el sector, considera varios de los subproductos del cobre, es decir elementos como Oro, Plata, Molibdeno entre otros. Por ejemplo en el caso del oro un 33% proviene de las minas de Cobre, lo cual para el caso de la plata corresponde a un 53%.

Figura 8: Origen de Oro y Plata en la Minería de Chile - Porcentaje de Volumen total

Fuente: (Cochilco, 2013)

4.1.2.1.1 Antecedentes

La demanda total de Chile (considerando combustibles y electricidad) para el año 2012 se aprecia en la figura siguiente. Esta demanda incluye todos los consumos energéticos que se realizan a nivel nacional. El sector energía incluye tanto el consumo final del sector como los consumos de transformación (generación eléctrica y refinamiento de petróleo). El consumo total en unidades energéticas alcanza alrededor de 439 mil Teracalorías, en el cual el sector de Industria y Minería representa un 24%.

Figura 9: Composición del consumo energético en Chile 2012

Fuente: (Ministerio de Energía, 2013)

Entre el consumo industrial y minero (para usos productivos), la minería del cobre representa un 34% mientras que esta cifra llega a 43% considerando toda la minería. La figura siguiente

Otros 0,42%

Cobre 33,73%

Producto Directo 65,85%

Origen Oro

Otros 0,24%

Oro 46,78%

Cobre 52,66%

Producto Directo 0,31%

Origen Plata

Transporte, 18%

Industria y Minería,

24%

Hogares y Servicios,

17%

Sector Energía,

41%


Pág

ina2

9

presenta los principales consumos desagregados por sector y energético.

Tabla 11: Consumo de Energía Sectores Mineros e Industrial- 2012 [Teracal]

Energético Cobre Resto de Minería

Sector Industrial

Total

DERIVADOS PETRÓLEO

16.517 5.404 20.328 42.249

ELECTRICIDAD 18.356 2.520 15.491 36.366

CARBON 0 539 1.340 1.879

GAS NATURAL 998 304 5.639 6.941

LEÑA 0 0 16.815 16.815

OTROS 100 0 762 862

TOTAL 35.970 8.767 60.374 105.112


Considerando sólo la minería del cobre, los principales consumos del sector para el año 2012 según el Balance Nacional de Energía (BNE) corresponden a electricidad, derivados de petróleo y gas natural. La figura siguiente muestra la composición del consumo del sector.

Figura 10: Composición del Consumo Energético

Sector Cobre 2012 Fuente: Elaboración Propia utilizando datos de (Ministerio de

Energía, 2012)

La figura siguiente presenta la evolución del consumo energético del sector cobre entre 1991 y 2012. La tasa de crecimiento anual promedio entre 1991-2000 es de 6,7% mientras que entre 2000 y 2011 es de 4,9% (si se considera el período 2000-2010 la tasa media 6,1%).

Figura 11: Evolución del Consumo Energético del Sector Cobre

1991-2012 [Teracal] Fuente: Elaboración propia utilizando datos (Ministerio de

Energía, 2012)

El consumo eléctrico de la minería del cobre representa una fracción muy importante del consumo eléctrico total del país. Esta participación no alcanzaba el 26% en 1991 y llegó a 32% en 2012. El gráfico siguiente muestra la evolución de la participación porcentual del consumo de la industria del cobre en el consumo eléctrico nacional confirmando el alto consumo del sector.

Figura 12: Participación de Minería del Cobre en Consumo

Eléctrico Nacional 1991-2012 (%) Fuente: Elaboración propia utilizando datos de BNE 1991-2012.

Las variaciones de esta participación dependen del crecimiento del consumo en el resto de los sectores y del de la minería del cobre. Por

45,9%

51,0%

2,8% 0,3%

DERIVADOSPETRÓLEO

ELECTRICIDAD

GAS NATURAL

OTROS

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

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35.000

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11

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Co

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(Te

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Derivados de Petróleo Electricidad

Gas Natural Carbón

Otros

24%

26%

28%

30%

32%

34%

19

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19

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19

99

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20

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Nac

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al


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0

ejemplo, el año 2003 hay un aumento de 9% en la producción nacional de cobre y el producto interno bruto aumentó 3,7%. Podemos inferir entonces que el consumo de cobre subió más rápidamente que aquel del resto de los sectores. El 2006, por el contrario, el cobre redujo su producción en casi 2% relativo al año anterior.

Respecto del consumo de derivados de petróleo, la industria del cobre es responsable de alrededor de 10% del total al 2012 (consumo derivados minería del cobre sobre consumo total nacional de consumo de derivados de petróleo). Esta participación aumenta si sólo se consideran las actividades industriales y mineras (consumo minería del cobre sobre consumo sectores industriales y mineros). En este caso el cobre representa 39% en el año 2012. El gráfico siguiente muestra la participación que la industria del cobre tiene en los consumos de derivados de petróleo totales y de la industria y minería.

Figura 13: Participación del Cobre en Consumo de Derivados de

Petróleo 1991-2012 (%) Fuente: Elaboración propia en base a antecedentes de BNE 1991-

2012.

El consumo eléctrico de la minería se proyecta creciendo fuertemente y por ende su consumo energético. En relación a los sistemas interconectados, COCHILCO indica que se espera que el consumo sea mayor en las faenas ubicadas en el SING, donde pasará desde 13 TWh en el año 2013 a 24 TWh en el año 2021. Esto implica un crecimiento de 90%. En el SIC, en tanto, se prevé que el consumo esperado pase de 8 TWh en 2013 a 16 TWh en 2021, lo que implica un aumento de 93%. Esta última proyección de consumo de

Cochilco, considera tanto los consumos asociados a los procesos mineros de energía y de desalinización y propulsión (Cochilco, 2013). Esta información es exclusiva para la minería del cobre ya que para el resto de los sectores no existe información desagregada por sector.

Estas últimas proyecciones permiten tener una referencia a la hora de analizar las proyecciones propias del equipo consultor. Estas proyecciones consideran, a partir de la capacidad de producción, un escenario base que incorpora explícitamente retrasos en la entrada de proyectos. El equipo consultor hizo un análisis en esta línea.

4.1.2.1.2 Metodología de Modelación7

4.1.2.1.2.1 Driver de la Energía

En el caso de este sector, el driver corresponderá a la producción total de cobre como se realiza, por ejemplo, en modelos de AIEA. La figura siguiente confirma la relación existente entre el consumo la producción y el consumo energético total de la minería del cobre.

Figura 14: Relación entre Producción y Consumo Energético en la Minería del Cobre

Fuente: Elaboración propia basado en BNE (para consumo) y Cochilco (para producción)

7 Ver por ejemplo, http://www-

pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/CMS-18_web.pdf

0%

5%

10%

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20%

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1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009

Par

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Años

INDUSTRIA Y MINERÍA TOTAL

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Producción (Miles de Toneladas)

http://www-pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/CMS-18_web.pdf

http://www-pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/CMS-18_web.pdf


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1

Se realizan 3 escenarios de capacidad de producción de cobre en Chile para el periodo 2013-2050:

- Un escenario alto, que considera una capacidad proyectada sin retrasos, y una participación de 37% de la oferta mundial de cobre al 2050.

- Un escenario medio que considera posibles retrasos para los nuevos proyectos, y una participación en la oferta mundial del 31%;

- Un escenario bajo que considera estos retrasos, y una participación de tan solo el 28%.

Estos escenarios fueron acordados en las reuniones con los miembros de las empresas del sector. Además coincide con el enfoque metodológico empleado y sugerido por Cochilco. En particular, se estima como cota superior a la capacidad máxima de extracción de cobre. Un escenario medio (o más probable) considera los retrasos “esperables”. Además se distinguen tres valores de participación de producción de Chile en el largo plazo que son considerados razonables por los expertos de la industria.

En la siguiente sección se presentan los datos utilizados para realizar esta estimación, la metodología utilizada en los distintos escenarios, y los resultados obtenidos. En primer lugar se presenta el escenario alto, y en segundo lugar los escenarios medio y bajo.

Escenario Alto

Para la estimación de este escenario, que sirve de base para el cálculo de los demás escenarios, se utilizan dos fuentes principales: Brook Hunt, CRU y Cochilco. A su vez, se separa la proyección en dos periodos dependiendo de la información disponible: (A) 2012-2025, y (B) 2026-2050. En particular, Cochilco cuenta con información detallada hasta 2020 que se complementa con Brook Hunt para los años posteriores.

Periodo 2012-2025

Para el primer periodo se utiliza principalmente la proyección realizada por Brook Hunt hasta el 2025. Ésta incluye la información sobre la

operación actual y su evolución considerando cierres y expansiones, además de nuevos proyectos, separándolos según su estado de realización. A esta proyección se la complementa con la información de CRU sobre proyectos que no aparecen en Brook Hunt8. En la siguiente figura se presenta la proyección hasta el 2025.

Figura 15: Proyección de la Capacidad de Producción de Cobre en Chile. Fuente: Brook Hunt y CRU

Se observa la separación entre lo que es la operación actual, y los proyectos. Dentro de éstos se separa según su estado, siendo “Nuevos Proyectos” los más probables de realizarse, y “Prospectos” los menos.

Periodo 2026-2050

Para realizar la proyección después del año 2025 se recurrió a estimar la oferta mundial de cobre hasta 2050, con la cual, suponiendo una participación de Chile en ella, es posible calcular la producción nacional en dicho periodo. Se utiliza la estimación de demanda y oferta mundial de cobre realizada por CRU hasta el año 2035 (CRU, 2012), la cual se la extiende hasta el año 2050 siguiendo su tendencia y ajustando esta curva a una función logarítmica.

Considerando la oferta mundial en el año 2050, se asume que Chile tendrá una participación de 37%, con lo cual se obtienen las toneladas de

8 Destaca el proyecto de sulfuros en la RM, que entra en

funcionamiento en 2023, con una capacidad de producción de 280 kt.

0

2.000

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19

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Co

bre

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kt)

Operación Nuevos ProyectosProbables PosiblesProspects


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2

producción nacional en dicho año. Esto se basa en el supuesto de mantener constante la participación de los últimos años, de acuerdo a lo acordado en el GCE6, para uno de los escenarios. Este valor coincide con proyecciones encontradas en presentaciones del sector que el consultor ha podido observar, pero que no se puede compartir las fuentes por temas de confidencialidad. Posteriormente, para obtener la información sobre todo el periodo 2026-2049, se realiza una interpolación lineal entre los valores de 2025 y de 2050. En la siguiente figura se presentan estas proyecciones:

Figura 16: Proyección de Demanda y Oferta mundial de Cobre, y Producción de Chile

Fuente: Elaboración propia con datos de CRU y Brook Hunt

Escenario Medio y Bajo

Para estos dos escenarios se considera la misma proyección hasta el año 2030, donde se alcanza una capacidad máxima de producción de 8.400[kt] de cobre fino. La diferencia se encuentra en el periodo 2031-2050, en donde se suponen participaciones de Chile en la oferta mundial al 2050 distintas: el escenario medio supone un 31% de participación, mientras que el bajo 28%, según lo acordado y presentado en el GCE6.

Periodo 2013-2030

Al igual que para la construcción del escenario alto, se utilizaron los datos de Brook Hunt hasta el año 2025, separados por operación actual y proyectos. A esta información se aplicaron reglas de retraso de proyectos9 entregadas por Cochilco. Estas reducen la proyección a una fracción de la original a fin de representar que una fracción de los proyectos se retrasa y no se realiza en dicho año.

Como sólo se tiene la separación por proyectos hasta el año 2025, es necesario modelar qué pasa después. Utilizando los retrasos se llega a una producción significativamente menor a lo que era en el escenario alto, por lo que ya no es posible simplemente extender de forma lineal a una participación en el año 2050. Se considera que en el caso de la capacidad de producción de Chile, no se trata si se llegará o no a producir 8.400[kt] de cobre fino (peak del escenario alto), sino que cuándo se llegará a este valor. En consecuencia, se propone que a partir del año 2025 para los escenarios medios y bajos, se siga la tendencia del escenario alto hasta llegar al peak, el cual se alcanzaría en 2030.

Periodo 2031-2050

A igual que la proyección para el escenario alto para el periodo 2025-2050, se asumen participaciones que tendrá Chile al año 2050 y se interpola linealmente. En este caso, ésta se realiza entre la capacidad al 2030 con el valor estimado para 2050. Las proyecciones se realizan sobre la capacidad producción en tanto la decisión sobre nuevos proyectos define una capacidad de procesamiento de mineral, la cual se asume que funciona 365 días al año.

El escenario medio se asume una participación de 31% sobre la oferta mundial de cobre en el año

0

5.000

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Co

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Demanda Mundial Forecast Demanda Mundial

Cap Prod Mundial Chile Escenario Alto

Chile BrookHunt + CRU


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3

2050; mientras que en el escenario bajo se asume un 28% de la producción mundial.

En la siguiente figura se presentan los tres escenarios estimados para la capacidad de producción de Chile para el periodo 2013-2050.

Figura 17: Proyección de capacidad de producción de Cobre en Chile por escenarios

Fuente: Elaboración propia con datos de Brook Hunt y CRU

Finalmente, se aclara que estos escenarios no tienen relación directa con los escenarios de PIB definidos por el proyecto MAPS. Como se sostiene en varios estudios, el PIB es impulsado por la producción (exportaciones) de cobre por lo que sí existiría alta correlación entre crecimiento y producción de cobre. Sin embargo, como muestra (Meller, 2013) mediante análisis de causalidad, son las exportaciones de cobre las que tienen efecto causal sobre el crecimiento y no al revés. En general, si cae la demanda internacional bajan las exportaciones de cobre y también el crecimiento (cayendo este último también por el impacto de la minería del cobre). Por el contrario, si por motivos internos cae el PIB o cambia su estructura (cambios en la actividad económica interna) la producción de cobre no se vería afectada.

Por lo anterior, resulta no factible establecer con la metodología propuesta una relación entre los escenarios de PIB y de producción de cobre considerando además que el objetivo principal de

este estudio es la estimación detallada de consumos de energía y emisiones. No obstante, y dada esta correlación, los escenarios de producción baja, media y alta se relacionarán directamente con los escenarios de crecimiento bajo, medio y alto.

Ley media del Cobre

Se proyecta la ley media de las minas de cobre en Chile por año separando entre óxidos y sulfuros, para el periodo 2013-2050, a fin de poder estimar el mineral procesado durante este periodo.

En el caso de la ley media del cobre en Chile se cuenta con dos fuentes principales de información: en primer lugar, la serie de valores históricos de las leyes, con información para el periodo 2003-2012, presentada en el Anuario de Cochilco; y en segundo lugar, las proyecciones realizadas entregadas por Cochilco hasta el año 2025. En ambas fuentes se distingue por tipo de mineral. A su vez, suponiendo que la producción de cobre en Chile se termina alrededor del año 213410, es posible asumir una ley de corte de 0,1% después de dicho año (Vieira, 2012). En consecuencia, se cuenta con tres set de datos: las series históricas presentadas por Cochilco a través de su anuario (Cochilco, 2013); las proyecciones entregadas por Cochilco; y leyes constantes de 0,1% después de 2134.

La metodología escogida para realizar esta proyección consiste en utilizar una función que describe la evolución de las leyes con respecto a la producción de cobre y ajustarla a los set de datos anteriormente descritos. En particular se utiliza la siguiente curva, publicada en “Environmental Science and Technology” (Vieira, 2012):

Los coeficientes a y b se determinan al ajustar esta función a los datos de leyes. Este ajuste se

10 Información perteneciente a un informe que envío

Codelco a la SVS en 2003

0

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Cap

. Pro

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Chile Escenario Alto Chile Escenario Medio

Chile Escenario Bajo


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realiza con una regresión de mínimos cuadráticos ordinarios, utilizando la herramienta EViews.

Dependiendo del set de datos utilizados para encontrar los valores a y b, se obtienen 2 proyecciones de leyes por tipo de mineral para el periodo 2026-2050: una primera (llamada ley f1) que sólo utiliza la serie histórica del anuario, y las proyecciones entregadas por Cochilco, con información del periodo 2000-2025; y una segunda (llamada ley f2) que además de considerar la serie histórica y proyecciones de Cochilco, incluye el que después del 2134 las leyes serán de 0,1%. A su vez, se calcula una tercera proyección como el promedio de las dos anteriores. Se considera ésta como una proyección más conservadora, que considera ambas informaciones con igual peso, siendo escogida de esta forma para utilizarse como proyección para este estudio. En la Figura 18 se presentan las estimaciones para el mineral de cobre sulfurado, el cual se utiliza en el proceso de concentradora; mientras que en la Figura 19 se muestran los resultados para el óxido, utilizado en la lixiviación.

Figura 18: Proyección de la Ley media del cobre sulfurado en Chile

Fuente: Elaboración propia con datos de Cochilco y Codelco

Figura 19: Proyección de la ley media del cobre de óxidos en Chile

Fuente: Elaboración propia con datos de Cochilco e información de Codelco.

0,00,10,20,30,40,50,60,70,80,91,01,11,21,31,41,51,61,7

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Ley Cu Óxidos Ley f 1 (2003-2025)

Ley f 2 (2003-2150) Promedio Ley f


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5

Tasa de recuperación

Se utilizan las proyecciones de la tasa de recuperación de mineral procesado por flotación y lixiviación entregadas por Cochilco11 para el periodo 2000-2025. Para el tramo de 2026-2050 se las asume constantes tomando el valor de 2025.

Tabla 12: Tasas de recuperación del mineral por tipo de proceso

2000 2005 2010 2015 2020 2025

Concentradora 0,888 0,870 0,864 0,856 0,846 0,847

Lixiviado 0,703 0,637 0,610 0,578 0,553 0,493

Fuente: Cochilco en base a información de Brook Hunt

4.1.2.1.2.1.1 Mineral procesado

A partir de la producción de cobre fino proyectado, la tasa de recuperación, y la evolución que tendrá la ley media de los minerales en Chile, se calcula la cantidad de material a procesar para el periodo 2013-2050 de la siguiente forma:

[ ] [ ]

En la siguiente figura se presenta el mineral procesado total (incluyendo los procesos de lixiviación y concentrados):

Se observa que el crecimiento del mineral procesado es mayor al del aumento en la producción para los escenarios. Este efecto es consecuencia de una disminución en las leyes y la tasa de recuperación: para obtener la misma cantidad de cobre fino en el futuro será necesario procesar una mayor cantidad de mineral, y en consecuencia utilizando más energía.

Figura 20: Mineral procesado en la industria del cobre (kt) Fuente: Elaboración propia con información

Cochilco, Brook Hunt y CRU

En todos los escenarios estimados se llega a un mineral procesado en 2050 que supera el doble de lo tratado en 2012. En el escenario bajo se llega a alrededor de 2.000.000 kt de mineral, lo cual representa un aumento de 132% con respecto al valor de 2012, de alrededor de 850.000 kt. En el caso del escenario medio el aumento es de un 166%; y en el alto, de un 208%. Para modelar y poder proyectar el consumo de energía de la minería del cobre, se utiliza la última información disponible de consumos de Cochilco. En particular, se usa como referencia el informe “Actualización del consumo de energía en la minería del cobre al año 2012” (COCHILCO, 2013).

- 200.000 400.000 600.000 800.000

1.000.000 1.200.000 1.400.000 1.600.000 1.800.000 2.000.000 2.200.000 2.400.000 2.600.000 2.800.000

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)

Escenario Alto Escenario Medio

Escenario Bajo


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6

4.1.2.1.2.2 Modelo Energético

Los antecedentes de estos años, de COCHILCO y de expertos del sector hacen que sea posible desagregar el consumo para los distintos procesos de producción. Los procesos considerados son los que se definen a continuación:

Figura 21: Consumo de Energético por procesos año 2011

(C: Combustible E: Electricidad) Fuente: (Cochilco, 2012)

La intensidad de energía y su evolución se analizarán en detalle para identificar cambios históricos y tendencias que entreguen luces a la proyección. Al estimar la intensidad total de consumo de cobre (GigaCal/Ton)12 se aprecia de manera preliminar que ésta ha presentado una trayectoria variable. Durante la década de los noventa, los cambios tecnológicos permitieron reducir los consumos unitarios mientras que desde el 2004 hay una tendencia marcada al alza. En efecto, en estos últimos 7 años la tasa promedio de crecimiento anual sobrepasa el 6%.

En general, el consumo unitario de electricidad ha mostrado una tendencia al alza mientras que para el resto de los combustibles ésta presenta una tendencia decreciente hasta 2004 donde se revierte y comienza a crecer (salvo para el año 2011). El gráfico siguiente muestra la evolución

12 La intensidad se estima simplemente como el cociente

entre consumo de energía por producción de cobre fino. Los datos de energía son los del Balance de Energía del Ministerio de Energía mientras que los de producción de toman de COCHILCO.

de las intensidades de consumo de electricidad y resto de los combustibles. A pesar, de existir algunas diferencias, las cifras de Cochilco y el BNE confirman esta tendencia.

Figura 22: Consumo Unitario de Electricidad y Otros Combustibles, Serie 1991-2011 (GigaCal/TM Cobre)

Fuente: Elaboración Propia con datos BNE del Ministerio de Energía y Producción de Cochilco

Los aumentos en la intensidad de los últimos años se deben a factores estructurales de la industria que incluyen el envejecimiento de los yacimientos, disminución de las leyes, mayor dureza del mineral y mayores distancias de acarreo que han obligado a consumir más energía para producir la misma cantidad de toneladas de cobre (COCHILCO, 2013).

Para el análisis de usos se consideran intensidades por material procesado y por tonelada de cobre fino según sea el proceso. Según lo sugerido por COCHILCO, se analizan las trayectorias de intensidades por material procesado (MP) y toneladas métricas finas (TMF) para los años disponibles (2001-2012). En particular, se estima el indicador desviación estándar relativa (cociente entre desviación estándar y media). Las intensidades corresponden al total de la energía (combustibles + electricidad). Entonces se escogió definir la intensidad según el driver que arrojara el menor indicador.

y = -0,026x + 2,4997 R² = 0,0739

y = 0,0493x + 1,9214 R² = 0,8079

y = 0,0233x + 4,4211 R² = 0,0427

1

2

3

4

5

6

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011

Inte

nsi

dad

(G

igaC

al/t

mf)

Combustibles Electricidad

Total Lineal (Combustibles)


Pág

ina3

7

Tabla 13 Elección de driver por Proceso (Desviación estándar relativa x/σ)

Área de proceso TMF MP Selección

Mina rajo 0.219 0.099 MP

Mina subterránea

0.174 0.127 MP

Concentradora 0.180 0.053 MP

Fundición 0.044 0.067 TMF

LX / SX EW 0.051 0.158 TMF

Fuente: Elaboración propia utilizando antecedentes y recomendación de COCHILCO

Como se aprecia en el cuadro anterior, los procesos de mina (subterránea y rajo abierto) y concentradora presentan intensidades más estables al considerar material procesado. Para el resto de los procesos las intensidades se definen usando toneladas de cobre fino.

Los procesos de “refinería” y “servicios” sólo se presentan para toneladas métricas finas por lo que son las TMF las que se usan como nivel de actividad para la definición de intensidad.

Es importante indicar que el comentario del GCE6, respecto al incremento de la intensidad en el transporte de mina no ha sido incorporado, dado que se acordó que se recibiría información de parte de las empresas para afinar esta parte. Finalmente cabe indicar que no se recibió la información de parte de las empresas, por lo que se mantuvo un valor constante de intensidad respecto de este ítem.

Desalinización

La metodología desarrollada, para estimar el consumo energético por desalinización en la industria del cobre, considera en primer lugar estimar la cantidad de agua desalinizada por año; y en segundo, la potencia necesaria para la desalinización e impulsión hacia las faenas mineras.

Para calcular la cantidad de agua desalinizada, se estima la demanda de agua fresca en la industria del cobre, demanda analizada por región y considerando supuestos sobre el desalinizado en éstas regiones. En particular, se considera que todos los aumentos en el consumo de agua fresca en la primera, segunda y tercera región serán suplidos por desalinización. Esto es una situación

conservadora, ya que considera el peor escenario en que la demanda es suplida solamente por plantas desalinizadoras, situación que se consideró adecuada de acuerdo a los comentarios recibidos en el GCE6.

Posteriormente, se calcula la potencia requerida por el proceso, considerando la altura promedio de los proyectos actuales para el proceso de impulsión, obteniéndose finalmente la demanda energética por cada escenario de producción de cobre.

Consumo de Agua Fresca

Se realiza una estimación de la extracción de agua fresca para el periodo 2013-2050 en base a los consumos por el proceso de concentrados y el de lixiviación. En primer lugar se estiman las toneladas de mineral tratado por cada uno de estos procesos, como se describió anteriormente; y en segundo lugar, se las multiplica por las intensidades de uso de agua fresca, las cuales se asumen constantes para todo el periodo, tomando el valor de 2012. Las intensidades del uso de agua fresca por proceso se detallan en la siguiente tabla:

Tabla 14 Intensidades de uso de agua por proceso por año

Año Intensidad Concentradora

[

⁄ ]

Intensidad Lixiviado

[

⁄ ]

2009 0,67 0,12

2010 0,69 0,12

2011 0,65 0,12

2012 0,61 0,10

Fuente Elaboración Propia en base a datos de (COCHILCO, 2013)

En consecuencia, se calcula el consumo de agua fresca por proceso de la siguiente forma:

[ ] [

⁄ ] [ ]

[ ] [

⁄ ] [ ]

A su vez, se señala que el consumo por estos dos procesos sólo representan un 89% de la demanda total de agua fresca en la minería, mientras que el 11% restante corresponde al ítem “otros”, el cual corresponde al uso de agua en la mina, para


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ina3

8

supresión de caminos, servicios varios, campamentos, y agua potable.

Figura 23 Distribución de la extracción de agua fresca por proceso 2012

Fuente: Cochilco 2013

Para realizar la estimación de la extracción de agua fresca total en la industria, se considerará que el porcentaje de este último ítem se mantendrá constante en 11% para todo el periodo. En consecuencia, se estima el agua fresca total (EAFT) de la siguiente forma:

[

⁄ ] [

] [ ]

[ ]

En el siguiente gráfico se presentan los consumos proyectados para el periodo, por escenario:

Figura 24: Proyección del consumo de agua fresca en la minería

del cobre Fuente: Elaboración propia con información de Cochilco y

proyecciones de cobre

Consumo de Agua Desalinizada

Hasta el año 2017 se consideran la proyecciones de consumo de agua desalinizada realizada por (COCHILCO, 2013) para todos los escenarios, dado que es la información disponible al momento. Para describir lo que sucede en el periodo 2018-2050, se considera que la totalidad de los proyectos nuevos que se realicen en la I, II, y III región utilizarán agua fresca proveniente de la desalinización, dado que son las regiones más críticas, donde se concentran los proyectos de desalinizado (COCHILCO, 2013). Por lo anterior, los incrementos en el consumo de dichas regiones se traducirán en aumentos en la desalinización.

Se calcula la necesidad de agua fresca de dichas regiones utilizando la distribución del consumo en Chile al año 2012 (COCHILCO, 2013), la cual se supone constante para el periodo 2013-2050.

Figura 25: Distribución del consumo de agua fresca en Chile Fuente: (COCHILCO, 2013)

Como se señaló, todos los escenarios consideran la proyección de agua desalinizada de Cochilco hasta el año 2017. La diferencia está en la necesidad futura con respecto a una capacidad máxima instalada hasta dicho año; por ejemplo, si el consumo en 2017 para dichas regiones fue de

⁄ , y en 2018 es de

⁄ , se considera

que la cantidad de agua desalinizada aumentará en

⁄ con respecto a la proyección para el

2017.

74%

15%

11%

Concentrados Hidrometalurgia Otros

05

101520253035404550

m3

/seg

Escenario Alto Escenario Medio

Escenario Bajo

11%

40%

13%

8%

9%

13%

6% I Región

II Región

III Región

IV Región

V Región

VI Región

RM+


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ina3

9

Figura 26: Proyección del consumo de agua fresca de la I,II y III región en la minería del cobre

Fuente: Elaboración propia con datos de Cochilco y proyecciones de cobre

Se realiza este cálculo para los distintos escenarios del cobre. Los resultados se presentan en la siguiente figura:

Figura 27: Proyección de la cantidad de agua desalinizada en la industria del cobre

Fuente: Elaboración propia con datos de Cochilco, y proyecciones de elaboración propia

Electricidad por desalinización

Para calcular el consumo eléctrico por desalinizado se estima la potencia requerida por los procesos de desalinización (D) e impulsión (I), de la siguiente forma:

[ ] [

⁄ ] [

⁄ ]

[ ] [

⁄ ] [ ]

Donde el agua desalinizada es la anteriormente calculada. En el caso del proceso de desalinización se considera que el uso de energía es de [

⁄ ] (Wateruse Association, 2011). Los

parámetros y representan los rendimientos de las bombas y motores respectivamente, con un valor estándar de 80%. En cuanto a la altura a la que se está impulsando el agua desalinizada, se utiliza el promedio de la cartera de proyectos actuales de [ ] (COCHILCO, 2013).

Una vez obtenida la potencia requerida, se asume que las plantas funcionan durante 360 días al año, 20 horas al día. En consecuencia la energía eléctrica (E) se estima de la siguiente forma:

[ ] [ ] [ ]

En la Figura siguiente se presentan los resultados.

Figura 28: Proyección del consumo eléctrico por desalinizado en la industria del cobre

Fuente: Elaboración propia con datos de Cochilco, y proyecciones propias.

0

5

10

15

20

25

30

20

12

20

15

20

18

20

21

20

24

20

27

20

30

20

33

20

36

20

39

20

42

20

45

20

48

m3

/seg

Escenario Alto Desalinización (Cochilco)

Otras fuentes

Desalinizado a 2017

Necesidad de agua fresca

0

5

10

15

20

25

m3

/seg

Alto Medio

Bajo Desalinización Cochilco

0

2

4

6

8

10

12

TWh

Des

alin

izac

ión

Alto Medio Bajo Cochilco


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ina4

0

4.1.2.1.2.3 Resultados Proyecciones Energía

Como se puede observar en las proyecciones, los consumos más relevantes consisten en los procesos de concentradora y de extracción de minerales (mina). Es por esto, que se puede observar importantes consumos de electricidad y diésel para el sector de cobre.

Figura 29 Consumo de Energía Final Sector Cobre


De los resultados se aprecia que la baja en la ley hace que aumente significativamente el consumo de energía en la fase de mina. También crece el consumo asociado a la concentradora. Estos dos componentes son los principales responsables de consumo del sector y su participación aumenta en el periodo. Según estos resultados, los combustibles electricidad y diésel son los principales energéticos que dominarán los consumos de la minería del cobre. En este sector, los precios relativos se incorporan para aquellos sectores en dónde existen posibilidades de substitución, es decir en Fundición y Lixiviación, cuyos procesos poseen consumos térmicos basados en diésel o petróleo. Finalmente cabe indicar que se incorporó una mejora tecnológica natural para algunos procesos, como se indicó anteriormente.

Figura 30 Consumo de Energía por Combustibles


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

20

36

20

37

20

38

20

39

20

40

20

41

20

42

20

43

20

44

20

45

20

46

20

47

20

48

20

49

20

50C

on

sum

o d

e En

ergí

a FI

nal

[te

raca

l]

Concentradora\Diesel Concentradora\Electricidad Desalinizacion\Electricidad

Mina\Mina Rajo Mina\Subterránea Procesos\Fundición

Procesos\Lixiviación Procesos\Refinería Procesos\Servicios

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

20

32

20

33

20

34

20

35

20

36

20

37

20

38

20

39

20

40

20

41

20

42

20

43

20

44

20

45

20

46

20

47

20

48

20

49

20

50C

on

sum

o d

e En

ergí

a FI

nal

[te

raca

l

Carbón y Coque Electricidad Gas Natural Gasolina Petróleo Renovables


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ina4

1

Figura 31 Participación de Combustibles 2013 vs 2050


Como se puede observar en la figura, hay un importante aumento del consumo de electricidad, esto debido a la inclusión de procesos nuevos como la desalinización y el cambio de mix de productos.

4.1.2.1.2.4 Resultados Proyecciones de GEI Directas

Para el caso de las emisiones directas asociadas al sector, se observa que la participación para los usos motrices (mina), es el proceso que posee mayores emisiones en el sector. Esto se debe al gran consumo de diésel asociado a esta etapa del proceso productivo. La tendencia a la baja de emisiones, se debe a la mejora natural de algunos procesos, junto con un incremento en el uso de otros combustibles menos emisores como el gas natural, debido al cambio de precios relativos.

Figura 32 Emisiones Directas de GEI – Sector COBRE Fuente Elaboración Propia

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es C

O2

[to

n]

Mile

s

Concentradora Mina Rajo Mina Subterránea Fundición Lixiviación Refinería Servicios

Electricidad 55,10%

Gas Natural 1,58%

Petróleo 43,32%

Renovables 0,00%

2013

Electricidad 57,88%

Gas Natural 1,39%

Petróleo 40,70%

Renovables 0,03%

2050

4.1.2.2 Hierro


La industria del hierro comparado con la industria de la minería, corresponde a una parte menor de las exportaciones mineras totales del país (3% del total de exportaciones mineras de 2012 (Cochilco, 2013)). La mayor parte de la producción es exportado (un 67% del total en unidades físicas), siendo Asia el principal destino de este producto, zona que corresponde a un 99% del total FOB de exportaciones de hierro del año 2012.

La extracción de hierro desde el año 1985, se puede apreciar en la Figura 33 siendo la principal empresa CAP con una extracción correspondiente al 92% del total de mineral de hierro extraído en Chile (CAP, 2012).

Figura 33: Extracción de Hierro [Ton].


4.1.2.2.2 Metodología de Modelación


En el caso de este sector, el driver corresponderá a la extracción de toneladas métricas de mineral de hierro. Esta proyección involucra una estimación econométrica del driver.

Para esta estimación se analiza la justificación económica para la incorporación al modelo de proyección de 2 variables relevantes a la extracción del mineral de hierro. La primera se refiere al uso de PIB regionales de Chile y la segunda al uso del PIB de zonas económicas internacionales, pero relacionado con aquellas

áreas dónde se producen las mayores exportaciones de hierro.

En lo referido al análisis de mercado de este ítem, no se pudo obtener proyecciones en el largo plazo respecto de la producción. Sin embargo, para esta parte se usó información experta recogida en el GCE6 en dónde se indicaba la capacidad máxima de producción en el futuro.

Variable 1: Uso de PIB regional

La extracción de hierro, se produce principalmente en las regiones III y IV. Además como se puede observar en la Figura 34, la mayoría de las reservas de Hierro se encuentran entre las regiones III (90% de la extracción (CAP, 2012)) a IV, por lo que esta actividad económica se concentra en estas zonas.

Figura 34: Franja Ferrífera Fuente: (InfoAcero, u.d.)

Por lo tanto, para proyectar las toneladas métricas de mineral de hierro se evaluaron los PIB regionales de la III y IV región, los cuales poseen una correlación de 0,70 y 0,75 con la extracción de mineral. La relación de PIB versus producción se presenta en las figuras siguientes.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

19

85

19

87

19

89

19

91

19

93

19

95

19

97

19

99

20

01

20

03

20

05

20

07

20

09

20

11

Mile

s d

e T

M d

e m

ine

ral


Pág

ina4

3

Tabla 15 : Coeficientes de Correlación Sector Hierro

Producción

PIB III Región

PIB IV Región

Producción 1,00

PIB III Región

0,70 1,00

PIB IV Región

0,75 0,97 1,00


Figura 35: Extracción de Hierro versus PIB III Región


Figura 36: Extracción de Hierro Versus PIB IV Región


4.1.2.2.2.1.1 Variable 2: PIB de zonas económicas internacionales

Para este caso, se realizó un análisis del destino de las exportaciones de este mineral. Tomando en cuenta los datos del año 2012, un 99% de las exportaciones tiene como destino Asia (un 77% corresponde a China).

Por lo tanto, se analizó el PPA corregido a 2005 de la zona de Asia (países en desarrollo) y China, que en este caso corresponde a información del Banco Mundial (Banco Mundial, 2013). La correlación de estas variables con la producción es de 0,68 y 0,7.

y = 2381,6ln(x) - 23736

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.600 520.600 1.020.600 1.520.600 2.020.600

Extr

acci

ón

Hie

rro

(TM

)

PIB Real Regional Tercera Región (Miles Pesos 2003)

y = 3038,5ln(x) - 33424

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

6.000 1.006.000 2.006.000 3.006.000

Extr

acci

ón

Hie

rro

(TM

)

PIB Real Regional Cuarta Región (Miles Pesos 2003)


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ina4

4

Tabla 16: Coeficientes de Correlación Sector Hierro Opción 2

Producción

PIB Zona Asia en

desarrollo PIB China

Producción 1,00

PIB Zona Asia en desarrollo

0,68 1,00

PIB China 0,70 1,00 1,00


En función de estas dos opciones se buscó el modelo que mejor se ajustaba, por lo cual se presentan los resultados de este estudio a continuación.

4.1.2.2.2.1.2 Modelo Econométrico de Producción.

A continuación se presentan los resultados del modelo de proyección econométrica de la actividad extractiva del hierro. Una variante principal para definir el modelo, y que además explica el crecimiento de la extracción durante los años 2011 y 2012, es la alianza convenida durante el año 2010 entre la compañía nacional CAP y la compañía japonesa Mitsubishi (SQM, 2010). Las inversiones que surgieron de esta alianza, con el fin de aumentar la producción son apreciables en las cifras de extracción de hierro. Desde esta perspectiva, el modelo presenta un cambio estructural paulatino a contar del año 2011, en el cual crece la producción hacia un nuevo nivel que se alcanza el año 2012. Sobre esta base, el modelo utiliza una dummie que representa dicho cambio estructural a partir del año 2012, pero además se incluye una dummie adicional para el año 2011 (D11) que representa la primera etapa de dicho cambio en los niveles de producción y que tiene valor 1 sólo el año 2011. Adicional a esto, la variable que mejor representa el comportamiento de la producción es el PIB regional de la 3° región.

Tabla 17 Modelo econométrico producción de Hierro.

Fuente Elaboración Propia.

Las figuras a continuación presentan el ajuste del modelo a los datos reales y el correlograma que

indica la ausencia de auto-correlación dando un valor estadístico aceptable al modelo.

Figura 37: Ajuste de los datos del modelo a valores reales.


Figura 38: Correlograma modelo de proyección de producción de hierro.

La proyección de la producción, considerando el escenario medio de crecimiento del PIB, alcanza al año 2050 aproximadamente 16 millones de toneladas como se aprecia en la siguiente figura.

Figura 39: Proyección de producción de hierro, escenario medio, (Miles de toneladas).


-.15

-.10

-.05

.00

.05

.10

.15

8.8

9.0

9.2

9.4

9.6

9.8

1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012

Residual Actual Fitted

4,000

8,000

12,000

16,000

20,000

24,000

28,000

85 90 95 00 05 10 15 20 25 30 35 40 45 50

HIERROF ± 2 S.E.

Forecast: HIERROF

Actual: HIERRO

Forecast sample: 1984 2050

Adjusted sample: 1985 2050

Included observations: 20

Root Mean Squared Error 487.6630

Mean Absolute Error 385.0333

Mean Abs. Percent Error 4.643316

Theil Inequality Coefficient 0.026075

Bias Proportion 0.000869

Variance Proportion 0.010743

Covariance Proportion 0.988387


Pág

ina4

5


La evolución del uso de combustibles para el presente sector, se presenta en la Figura 40. Para el año 2012 los principales combustibles utilizados son: Diésel (44%), Carbón (29%) y Electricidad (23%), de acuerdo a la Figura 41.

Figura 40: Evolución Uso de Combustibles


Figura 41 Distribución del Uso de Combustibles Sector Hierro Fuente (Ministerio de Energía, 2013)

De acuerdo al balance desglosado del año 2011 y a los consumos de energía de ese año, se calculó la participación de los combustibles en cada uso, los cuales se muestran en la tabla a continuación. Al momento del presente informe, no se dispone de la información detallada del Balance 2012, por lo que se debió recurrir a este dato. Las correcciones de las participaciones año a año se realizarán mediante la información de la serie de precios entregada por el equipo de MAPS y las tendencias de energía de reportes internacionales.

Tabla 18 Participación de Combustibles por Energético

ENERGÉTICO MOTRIZ ELÉCTRICO CALOR

Petróleo Combustible 12,6%

Diésel 66,2%

Gasolina Motor 0,1%

Electricidad 33,6% 100%

Carbón 87,4%

Total 100% 100% 100%

Fuente Elaboración Propia en base a datos de (Ministerio de Energía, 2011)

Posteriormente, utilizando estas participaciones, y en conjunto con la información recibida del BNE

2012 y una producción de 17.330 [miles de ton] para ese año, se calcularon las intensidades del sector, presentadas a continuación.

Tabla 19 Intensidades Sector Hierro

Uso Intensidad [Teracal/miles toneladas]

Calor 3,56E-02

Motriz 7,13E-02

Eléctrico 5,51E-05

Total 1,07E-01



El principal consumo asociado al sector corresponde al uso motriz, el cual representa alrededor de un 60% del consumo total. En términos de combustibles, el principal es el diésel el cual es asociado principalmente a usos motrices. También se puede apreciar en las figuras de participación, un ligero incremento del gas natural en el año 2050 debido al efecto del cambio de precio en los combustibles. El efecto debido a la mejora tecnológica no es notoria, ya que el incremento en el nivel de actividad es mayor.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

Co

nsu

mo

En

erg

éti

co T

ota

l (T

era

Cal

orí

as)

Petróleo Combustible Diesel Electricidad Carbon

4%

44%

23%

29%

PetróleoCombustible

Diesel

Electricidad

Carbon


Pág

ina4

6

Figura 42 Consumo de Energía Final Sector Hierro




Figura 44 Participación de Combustibles 2013 - 2050 Fuente Elaboración Propia


Para el caso de las emisiones asociadas al sector, se observa que la participación para los usos motrices y de calor es similar, debido a que hay un importante uso de carbón en el sector.

0

500

1.000

1.500

2.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Motriz Calor Eléctrico

0

200

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600

800

1.000

1.200

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1.600

1.800

2.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Carbón y Coque Electricidad Gas Natural Petróleo

Carbón y Coque 29,07%

Electricidad 22,59%

Gas Natural 0,00%

Petróleo 48,34%

2013


Electricidad 22,68%

Gas Natural 1,16%

Petróleo 46,96% 2050


Pág

ina4

7

Figura 45 Emisiones Directas de GEI – Sector Hierro Fuente Elaboración Propia

0

100

200

300

400

500

600

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es

CO

2 [

mile

s to

n]

Motriz Calor

4.1.2.3 Salitre


La industria del salitre comparado con la industria de la minería, corresponde a una parte menor de las exportaciones mineras totales del país (0,43% del total de exportaciones mineras de 2012 (Cochilco, 2013)). La mayor parte de la extracción es utilizada internamente (62%), siendo el resto exportado principalmente a América (69% del total FOB de salitre) y Europa (24% del total FOB de salitre) (Cochilco, 2013).

Se dispone de información de la extracción de Nitratos desde 1988 como se indica en la Figura 46, siendo la empresa principal SQM, que posee el 100% del mercado natural en lo referido a los nitratos naturales (Sofofa, 2007).

Figura 46: Extracción de Nitratos en toneladas métricas




Para el caso de este sector, el driver corresponderá a la extracción de toneladas métricas de nitratos, considerando el salitre sódico y el salitre potásico. Esta proyección involucra una estimación econométrica del driver.

Dado que una parte importante del producto se usa internamente (64%), se analizará la trayectoria del PIB nacional en conjunto con las zonas a las cuales se exporta. En este caso, la

zona más demandante corresponde a América (70%) y Europa (24%), por lo cual se analizará la trayectoria de PIB para esta zona en conjunto con la del PIB nacional, para el período de tiempo en que se debe proyectar la producción.

En la parte de la proyección de este sector, se estudiará utilizar combinadamente la información de PIB nacional y de PIB per cápita de América del Norte y Europa, cuyas correlaciones con la producción se pueden observar en la tabla a continuación.

Tabla 20: Coeficientes de Correlación Sector Salitre

Producción PIB

Nacional

PIB per cápita (PPA

2005) América del

Norte

PIB per cápita (PPA 2005)

Europa

Producción 1,00

PIB Nacional 0,58 1,00

PIB per cápita (América del Norte

0,75 0,95 1,00

PIB per cápita (Europa)

0,72 0,97 0,99 1,00


4.1.2.3.2.1.1 Modelo Econométrico de Producción.

A continuación se presentan los resultados del modelo de proyección econométrica de la actividad extractiva del nitrato. En general los modelos econométricos resultan ser muy débiles estadísticamente, principalmente por el aumento de la producción en el periodo 2000-2004 y la caída de esta en el periodo 2005-2012 como se observa en la figura siguiente. Por ello se analizó la existencia de quiebres estructurales utilizando el test de Quandt-Andrews indicando un cambio estructural el año 2004 con un p-valor de 0,0056. Si bien la utilización de una dummie que represente este quiebre mejora el modelo, aun así los resultados no son del todo satisfactorios, pero es el mejor modelo que se puede obtener para este sector.

Recurriendo a la información presentadas en las memorias de la compañía SQM (SQM, 2004) y (SQM, 2005) se aprecian 2 motivos principales para el quiebre representado en la dummie. Una

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

1.600.000

1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012

Nit

rato

s (T

M)


Pág

ina4

9

menor demanda de nitrato para la industria de CRT (pantallas de rayos catódicos), lo que en el presente se hace más evidente dadas las nuevas tecnologías de televisores presentes en el mercado lo que ha dejado obsoleto la tecnología CRT. Además se considera que la mayoría de los clientes finales que utilizan estos nitratos se encuentran en industrias maduras, lo cual afecta negativamente el crecimiento de las ventas a futuro.

Tabla 21 Modelo econométrico producción de Nitrato


Las figuras a continuación presentan el ajuste del modelo a los datos reales y el correlograma que indica la ausencia de auto-correlación dando un buen valor estadístico del modelo.

Figura 47: Ajuste de los datos del modelo a valores reales


Figura 48: Correlograma


La proyección de la producción alcanza al año 2050 aproximadamente 1,6 millones de toneladas como se aprecia en la siguiente figura.

Figura 49: Proyección de producción de salitre (toneladas) Fuente Elaboración Propia.


La evolución del uso de combustibles para el presente sector, se presenta en la Figura 50. Para el año 2012 los principales combustibles utilizados son: Diésel (47%) y Electricidad (25%), de acuerdo a la Figura 51.

Figura 50: Evolución Uso de Combustibles Sector Salitre Fuente: (Ministerio de Energía, 2013)

-.2

-.1

.0

.1

.2

.3

13.4

13.6

13.8

14.0

14.2

90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12


500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

SALITREF ± 2 S.E.

Forecast: SALITREF

Actual: SALITRE









Covariance Proportion -0.000000

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012

Co

nsu

mo

En

erg

éti

co T

ota

l (T

era

Cal

orí

as)

Petróleo Combustible Diesel

KEROSENE Electricidad

Carbón Gas Natural


Pág

ina5

0

Figura 51: Distribución del uso de combustibles – Sector Salitre Fuente: (Ministerio de Energía, 2013)

De acuerdo al balance desglosado del año 2011 y a los consumos de energía de ese año, se calculó la participación de los combustibles en cada uso, los cuales se muestran en la tabla siguiente. Al momento del presente informe, no se dispone de la información detallada del Balance 2012, por lo que se debió recurrir a este dato.




Diésel 56,45%

Kerosene 20,05%

Gas Licuado 1,13%

Gasolina de Motor 0,22%


Gas Natural 78,82%

Total 100% 100% 100%


Posteriormente, utilizando estas participaciones, y en conjunto con la información recibida del BNE 2012 y una producción de 822.584 [ton] para ese año, se calcularon las intensidades del sector, presentadas a continuación.

Tabla 23 Intensidades Sector Salitre

Uso Intensidad [Teracal/miles toneladas]

Calor 3,94E-04

Motriz 2,06E-03

Eléctrico 1,15E-05

Total 2,47E-03 Fuente Elaboración Propia en base a datos de (Ministerio de

Energía, 2013)

12%

47%

3%

25%

13%

0% PetróleoCombustible

Diesel

KEROSENE

Electricidad


En este sector el uso principal de combustibles, corresponde al sector Motriz, siendo el Diésel el principal combustible de este sector. Para este caso se puede observar que las participaciones de los combustibles en el año 2013 y 2050 se mantienen constantes, dado que no hay opciones tecnológicas en línea base para reemplazar por gas, el cual es el combustible que reduce más su precio en el futuro.

Figura 52 Consumo de Energía Final Sector Salitre Fuente Elaboración Propia



0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]]


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]]

Electricidad Gas Licuado Gas Natural Petróleo




Respecto de las emisiones directas del sector, dado que el uso más importante corresponde a la parte Motriz, se obtuvo en consecuencia que éstas también son las emisiones más importantes.

Figura 55 Emisiones Directas de GEI – Sector Salitre


0

100

200

300

400

500

600

700

800

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es

CO

2 [m

iles

ton

]

Motriz Calor

Electricidad 24,63%

Gas Licuado 0,18%

Gas Natural 12,59%

Petróleo 62,60%

2013

Electricidad 24,63%

Gas Licuado 0,18%

Gas Natural 12,59% Petróleo

62,60%

2050


Pág

ina5

3

4.1.2.4 Minas Varias


Esta parte, en lo referido al Balance Nacional de Energía corresponde al resto de minas metálicas y no metálicas (menos el sector Cobre, Hierro y Salitre), lo que quiere decir que incluye el sector de Oro y Plata. Por lo tanto, se puede encontrar en este sector extracción primaria de minerales como: Molibdeno, Litio, Yodo, Sal, etc., y que por lo tanto, para efectos de modelación se tratará como un solo sector.

En términos de volumen, el sector de Oro y Plata corresponde a un 0,01% del total de toneladas métricas extraídas en 2012, por lo que su importancia relativa en el sector es menor. Finalmente, debido a limitaciones de información no fue posible separar este sector, de Minas Varias, debido a la complejidad de la modelación y la falta de información certera respecto de las intensidades de energía.

En términos económicos, este sector comparado con el total de las exportaciones mineras del país corresponde a un 9,7% del total FOB del año 2012 (Cochilco, 2013)).

Figura 56: Extracción Minerales Varios (TM)

Fuente: Elaboración Propia con datos de (Cochilco, 2013)



Para este sector el driver de la energía corresponde a la extracción de minerales (excluyendo aquellos que se contabilizan en los otros sectores del estudio) en toneladas métricas lo que corresponde a la producción del sector.

Para proyectar se analiza tanto la correlación entre la producción y el mercado de los minerales, considerando los principales destinos de exportación, y la correlación entre el PIB nacional y la producción. Luego las potenciales variables dependientes son el PIB nacional o el PIB per cápita por zonas internacionales relevantes. Esta opción por zonas se justifica, por cuanto la exportación se realiza a distintas zonas del mundo: Europa 36%, América 28%, Asia 34% del total FOB de exportaciones mineras en 2012 (Cochilco, 2013)).

Tabla 24: Coeficientes de Correlación Sector Minas Varias

Producción TM

Producción TM 1,00

PIB Chile 0,97

PIB Asia 0,94

PIB América del Norte 0,93

PIB América Latina 0,91

PIB Europa 0,94

Consumo energético TOTAL 0,83

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de (Cochilco, 2013) y (Banco Mundial, 2013)

Como se pueden observar en la tabla la correlación entre la producción y los productos es elevada en todos los casos, con esta información se busca el mejor modelo econométrico que proyecte la producción.

4.1.2.4.2.1.1 Modelo Econométrico de Producción

A continuación se presentan los resultados del modelo de proyección econométrica de la producción de minas varias. El modelo considera tanto el PIB nacional como el PIB europeo como variables independientes.

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012

Ton

ela

das

Mé

tric

as


Pág

ina5

4

Tabla 25 Modelo econométrico producción de minas varias.



Figura 57: Ajuste de los datos del modelo a valores reales.


Figura 58: Correlograma.


La proyección de la producción considerando el escenario medio de crecimiento del PIB, alcanza al año 2050 aproximadamente 64 millones de toneladas como se aprecia en la siguiente figura.

Figura 59: Proyección de producción de minas varias (toneladas). Fuente Elaboración Propia.


La evolución del uso de combustibles para el presente sector se presenta a continuación en la Figura 60, según la cual para el año 2012 los principales combustibles utilizados son el diésel (62%) y la electricidad (34%).

Figura 60: Evolución uso de combustibles Sector Minas Varias


-.15

-.10

-.05

.00

.05

.10

.15

15.50

15.75

16.00

16.25

16.50

16.75

17.00

86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10 12


0

10,000,000

20,000,000

30,000,000

40,000,000

50,000,000

60,000,000

70,000,000

80,000,000

85 90 95 00 05 10 15 20 25 30 35 40 45 50

MINASVF ± 2 S.E.

Forecast: MINASVF

Actual: MINASV



Root Mean Squared Error 1008008.







0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1984 1987 1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011

Co

nsu

mo

En

erg

éti

co T

ota

l (Te

ra C

alo

rías

)

Petróleo Combustible Diesel

Kerosene Gas Licuado

Nafta Gas refinería

Electricidad Carbon


Pág

ina5

5

Figura 61: Distribución del Uso de Combustibles – Sector Minas Varias


De acuerdo al balance desglosado del año 2011 y a los consumos de energía de ese año, se calculó la participación de los combustibles en cada uso, los cuales se muestran en la tabla a continuación. Al momento del presente informe, no se dispone de la información detallada del Balance 2012, por lo que se debió recurrir a este dato.




Diésel 65,1% 2,4%

Gas Licuado 0,6% 0,6%

Kerosene Aviación 1.5%

Gasolina Motor 1.1%

Electricidad 31,7% 100% 29,9%

Gas Natural 20,6%

Total 100% 100% 100%


Posteriormente, utilizando estas participaciones, y en conjunto con la información recibida del BNE 2012 y una producción de 20.736.872 [ton] para ese año, se calcularon las intensidades del sector, presentadas a continuación.

Tabla 27 Intensidades Sector Minas Varias

Uso Intensidad [Teracal/tonelada]

Calor 1,14E-05

Motriz 2,20E-04

Eléctrico 4,27E-06

Total 2,36E-04


Cabe destacar que las participaciones no se mantendrán constantes en el tiempo, si no que serán afectadas por factores tecnológicos y de precios.

2%

62%

1%

34%


Diesel

Kerosene

Gas Licuado

Nafta


Pág

ina5

6

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

20

32

20

34

20

36

20

38

20

40

20

42

20

44

20

46

20

48

20

50C

on

sum

o d

e E

ne

rgía

Fin

al [

tera

cal]

Electricidad Gas Licuado Gas Natural Gasolina Petróleo


En los resultados de consumo de energía, se puede observar que el mayor consumo corresponde al uso motriz, siendo el diésel el combustible predominante de este sector. En este caso se puede observar un ligero aumento del porcentaje de gas natural y una reducción en el uso de petróleo, debido al cambio de precios relativos entre estos dos combustibles.

Figura 62 Consumo de Energía Final Sector Minas Varias


Figura 63 Consumo de Energía por Combustibles Fuente Elaboración Propia

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

20

32

20

34

20

36

20

38

20

40

20

42

20

44

20

46

20

48

20

50

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[t

era

cal]



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ina5

7

Figura 64 Participación de Combustibles 2013-2050 Fuente Elaboración Propia


Las mayores emisiones directas del sector, corresponden al uso motriz, lo cual se condice con los usos energéticos del sector.

Figura 65 Emisiones Directas de GEI – Sector Salitre Fuente Elaboración Propia

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

20

12

20

14

20

16

20

18

20

20

20

22

20

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20

26

20

28

20

30

20

32

20

34

20

36

20

38

20

40

20

42

20

44

20

46

20

48

20

50

Emis

ion

es

CO

2 [

mile

s to

n]

Motriz Calor

Electricidad 32,85%

Gas Licuado 0,59%

Gas Natural 1,00%

Gasolina 1,03%

Petróleo 64,53%

Renovables 0,00%

2013

Electricidad 32,83%

Gas Licuado 0,59%

Gas Natural 2,19%

Gasolina 1,03%

Petróleo 63,35%

Renovables 0,02%

2050


Pág

ina5

8

4.1.3 Sector Industrias

Este sector corresponde a las industrias de: Papel y Celulosa, Cemento, Azúcar, Pesca, Petroquímica e Industrias Varias.

4.1.3.1 Papel y Celulosa


Actualmente la industria forestal es la segunda actividad económica más importante del país, después de la minería. Su participación en el PIB nacional es de alrededor del 3,1%, del cual el 40% proviene de la industria del papel y la celulosa (Universidad de Concepción, 2009).

La industria del papel y celulosa fabrica una gama de productos con distintos grados de elaboración, entre ellos celulosas (mecánicas y químicas), distintos tipos de papeles (de prensa, de impresión, faciales, corrugado y cartulina) y cartones, los cuales son principalmente exportados.

Como muestran las figuras siguientes, una gran parte de la producción nacional de papel y celulosa se exporta. En promedio, durante el período 1990-2010, el 77% de la producción de celulosa fue exportada, mientras que en el caso del papel periódico este valor llegó al 74%.

Figura 66: Producción y Exportaciones de Celulosa [miles de ton]. Fuente: Elaboración Propia en base a sitio web de (Banco Central

de Chile, s.f.) e (INFOR, s.f.)

Figura 67: Producción y Exportaciones de Papel Periódico [miles de ton].

Fuente: Elaboración Propia en base a sitio web de (Banco Central de Chile, s.f.) e (INFOR, s.f.)

Los principales destinos de las exportaciones nacionales de celulosa son Asia y la Unión Europea, destacándose en estas regiones países como China, los Países Bajos, Corea del Sur y Japón. En el caso del papel y cartón los principales destinos corresponden a la Aladi13y la Unión Europea, destacándose países como Argentina, Perú, Bolivia y el Reino Unido. (Banco Central de Chile, 2012).

13 Asociación Latinoamericana de Integración, conformada

por la República Argentina, el Estado Plurinacional de Bolivia, la República Federativa del Brasil, la República de Chile, la República de Colombia, la República del Ecuador, los Estados Unidos Mexicanos, la República del Paraguay, la República del Perú, la República Oriental del Uruguay, la República Bolivariana de Venezuela, la República de Cuba y la República de Panamá.

0

1.000

2.000

3.000

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0

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9

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1

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5

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9

201

0

Producción Celulosa Exportación Celulosa

0

50

100

150

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300

350

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20

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01

20

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20

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20

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20

10

Producción Papel Periódico Exportación Papel Periódico

10%

57%1%

31%

1%

Destinos Exportaciones Celulosa 2011

Aladi

Asia

Estados Unidos

Unión Europea

Resto

69%3%

4%

14%

10%

Destinos Exportaciones Papel y Cartón 2011

Aladi

Asia

Estados Unidos

Unión Europea

Resto

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/argentina

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/bolivia

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/bolivia

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/brasil

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/chile

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/chile

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/colombia

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/ecuador

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/mexico

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/paraguay

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/peru

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/uruguay

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/venezuela

http://www.aladi.org/nsfaladi/dirinter.nsf/Vpaisweb/venezuela


Pág

ina5

9

Figura 68: Destinos Exportaciones de Celulosa, Papel y Cartón. Fuente: Banco Central de Chile, 2012.

Las principales especies utilizadas para la elaboración del papel y la celulosa son el Pinus Radiata y el Eucalyptus Globulus, cuyas plantaciones se concentran entre la VI y la X regiones del país (Luraschi, 2005) y (INFOR, 2011). Según es posible observar en la Figura 69, en los últimos años las plantaciones de eucaliptus han aumentado, a diferencia de lo que ocurre en el caso del pino radiata. Las causas que explican este hecho tienen relación con la tendencia internacional de reemplazar las plantaciones de pino por eucalipto debido al menor tiempo de rotación de este.

Figura 69: Superficie Anual de Plantaciones Forestales [ha] Fuente: Elaboración Propia en base a INFOR.

Lo anteriormente mencionado tiene incidencia en los distintos tipos de celulosa producidas. Como es posible observar en la figura siguiente, la cantidad de Celulosa de Fibra Larga (fabricada a partir de pino radiata) ha disminuido en relación a la cantidad de Celulosa de Fibra Corta (fabricada a partir de eucalipto). Por otra parte, como es posible apreciar, el consumo de celulosa mecánica se ha mantenido relativamente constante en el período 2000-2010.

Figura 70: Producción de Celulosa [miles de ton]. Fuente:

Elaboración Propia en base a INFOR.

Una de las características de la industria forestal, y en particular del sector papel y celulosa, es su autosuficiencia energética, la cual proviene de biomasa y desechos forestales y es utilizada para usos térmicos y eléctricos. Además, algunas plantas han realizado inversiones para generar una mayor cantidad de energía eléctrica con el objetivo de aportar al Sistema Interconectado Central. (CORMA BíoBío, 2005)

Históricamente, la producción del papel y celulosa se ha concentrado en dos grupos industriales: Arauco y CMPC. De estos, Arauco concentra el 71% de la producción nacional, mientras que CMPC el restante 29%. En el caso del papel, CMPC concentra alrededor del 81% de la producción nacional, mientras que Arauco no participa de este mercado. (Universidad de Concepción, 2009)



Para el sector Papel y Celulosa, se utilizó la producción nacional de celulosa como driver de energía. Para esto se utilizó como fuente de información el segundo y tercer informe de proyección de escenarios del sector Silvo-Agropecuario del equipo Maps.14

14 (INFOR-INIA, 2013) y (INFOR-INIA, 2013)

0

20.000

40.000

60.000

80.000

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140.000

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19

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20

10

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Pino radiata Eucalipto Otras Especies

-

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19

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20

10

Pro

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[m

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n]

Pulpa Química Fibra Larga Pulpa Química Fibra Corta

Pulpa Mecánica

Los informes consultados no presentan datos de producción de celulosa para años posteriores al 2018. Sin embargo, presentan consumos de energía de la industria hasta el año 2050. Dada esta información, se utiliza la producción de celulosa del año 2013 y las tasas de crecimiento de la energía hasta el año 2050.

Las proyecciones de producción utilizadas se presentan a continuación en la figura siguiente.

Figura 71: Proyección de Producción de Celulosa



Si bien se dispone de datos de consumo desagregados por usos para el año 2010 y 2011, estos no son posibles de utilizar debido a que la información presentada corresponde sólo a empresas papeleras y no a empresas de celulosa. Dado esto, se utilizan las participaciones de los combustibles por uso presentadas en el estudio "Caracterización del Consumo de Energía a Nivel de Usos: Sector Industrial" (PRIEN, 2009), las cuales se muestran en la Tabla 28.

Como muestra la Figura 72, la leña ha tenido una participación histórica importante dentro del grupo de combustibles utilizados en el sector. Al año 2012 la leña representó el 57% de los combustibles utilizados (equivalente a 3.789 [miles de ton]), seguida de la electricidad con un 25% y del petróleo combustible con un 9%.

Figura 72: Evolución del Consumo de Combustibles Fuente: Elaboración Propia en base a BNE.

Debido a que el dato más reciente de producción de celulosa disponible corresponde al año 2010, se calcularon las intensidades en base a los datos de la tabla anterior, el BNE del año 2010 y una producción de 4.102.000 toneladas para ese año.

De esta manera, la desagregación del consumo de energía por uso para el año 2012 corresponde a los valores presentados en la Tabla 29. En esta tabla se puede observar que el sector no consume gas licuado, como en el caso uruguayo.

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

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49

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20

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20

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20

12

Co

nsu

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Co

mb

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s [t

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cal]

Petróleos Combustibles Gas Natural

Electricidad Leña

Tabla 28: Participación de los combustibles por uso

Usos Gas Natural

Leña Carbón Mineral

Gas Licuado

Diesel Oil

Petróleo combustible

Energía Eléctrica

Calor 100% 100% 100% 94,1% 64% 100% 23%

Motriz 0% 0% 0% 5,9% 36% 0% 68%

Eléctricos 0% 0% 0% 0,0% 0% 0% 10%

Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Fuente: (PRIEN, 2009)

Tabla 29: Desagregación de combustibles por uso, Año 2012

Usos Gas Natural

Leña Carbón Mineral

Gas Licuado

Diesel Oil Petróleo combustible

Energía Eléctrica

Total % Uso

Calor 904 11.376 4 165 34 2.332 1.047 15.862 82%

Motriz 0 0 0 0 19 0 3.102 3.121 16%

Eléctrico 0 0 0 0 0 0 437 437 2%

Total 904 11.376 4 165 53 2.332 4.586 19.420 100%


Finalmente, las intensidades obtenidas para el sector celulosa corresponden a las presentadas en la Tabla 30.

Tabla 30: Intensidades Sector Papel y Celulosa

Uso Intensidad [teracal/ miles tons]

Calor 3,808

Motriz 0,836

Eléctrico 0,116

Total 4,760



El principal consumo asociado al sector corresponde al uso térmico, el cual representa alrededor de un 61% del consumo total, seguido por el uso motriz con un 18%. Con respecto a los combustibles, es posible apreciar que el principal es la leña, la cual se utiliza en forma exclusiva para uso térmico. Para este sector, respecto a las participaciones se puede observar un reemplazo de petróleo combustible por gas natural, debido al efecto de los precios. Además, hay una tendencia a la baja en el consumo debido a una mejora natural de eficiencia incorporada en el modelo.

Figura 73 Consumo de Energía Final Sector Papel y Celulosa Fuente Elaboración Propia

Figura 74 Consumo de Energía por Combustible


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050Co

nsu

mo

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ía F

inal

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raca

l]

Calor Motriz Eléctrico

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Carbón y Coque Electricidad Gas Licuado Gas Natural Leña y Biomasa Petróleo


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ina6

3

Figura 75 Participación por Combustible 2013 - 2050 Fuente Elaboración Propia


Según es posible apreciar en la figura siguiente, las emisiones provienen prácticamente en su totalidad del uso térmico de los combustibles. La baja en las emisiones se debe a la mejora natural de eficiencia del sector y al reemplazo paulatino de petróleo combustible por gas natural, cuyo factor de emisión es menor que el petróleo.

Figura 76 Emisiones Directas de GEI – Sector Papel y Celulosa


0

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1400

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2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

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CO

2 [m

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ton

]

Calor Motriz


Electricidad 26%

Gas Licuado 0,40%

Gas Natural 7%

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57%

Petróleo 10%

2013 Carbón y Coque

0%

Electricidad 30%

Gas Licuado 0%

Gas Natural 10,15%

Leña y Biomasa

57%

Petróleo 3%

2050

4.1.3.2 Siderurgia


Prácticamente el total de la producción siderúrgica que se desarrolla en Chile es controlada por la Compañía de Aceros del Pacífico (CAP), la que exportó durante el año 2012 sólo el 0,2% de la producción. La planta Huachipato se encuentra ubicada en la Bahía de San Vicente en la octava región del país.

Por otra parte el consumo interno de acero en el período 2000-2008 fue satisfecho en promedio en un 63% por la producción nacional, alcanzando un 60% el año 2008 (ICHA, 2013), mientras que al año 2012 se alcanzó un consumo aparente de 3 millones de toneladas métricas (CAP, 2012) con lo que la producción nacional cayó a un 39,2% de la demanda interna.

La Figura 77 muestra la producción de la industria siderúrgica en millones de toneladas de acero entre los años 1990 y 2012. En ella se observa una suave tendencia creciente, que se vio fuertemente afectada en el año 2009 por la desaceleración económica generada por la crisis internacional y posteriormente el año 2010 por el terremoto del 27 de febrero que afectó mayormente a la región del Biobío.

Figura 77: Producción de la Industria Siderúrgica [Millones de ton]

Fuente: Elaboración Propia en base a POCH 2008 y SOFOFA

El Balance Nacional de Energía presenta los consumos energéticos desagregados por combustible, la evolución de estos se muestra en la siguiente figura junto a la producción de la industria durante el período 1990-2012. En promedio entre los años 2007 y 2012, con excepción del año 2010, el consumo de la

industria siderúrgica fue un 4.5% del total de consumo energético de industria y minería.

Figura 78: Consumo de Combustibles 1990-2011 de la Industria

Siderúrgica [Teracal] Fuente: BNE

4.1.3.2.2 Metodología de Modelación 4.1.3.2.2.1 Driver de la Energía

Para el caso de este sector, se utilizó como driver de energía la producción de acero nacional. Con este objeto, se realizó una revisión respecto a la situación de mercado del sector, respecto de las perspectivas de la industria para el futuro y algunas consultas con actores clave, que participaron en reuniones de GTT y de GCE.

Gracias a esta revisión, se pudo determinar que la industria del acero en Chile se encuentra en una situación complicada, debido a la amenaza de una mayor importación de acero, especialmente desde China (Orellana, 2013). Esto ha implicado para CAP el cierre de altos hornos y del proceso de laminado, durante el año 2013, dado que ha comenzado un proceso de reestructuración del sector debido al aumento de la participación de China en el mercado (CAP, 2012). En conjunto con esta situación, se pudo observar que el precio de largo plazo del acero, se va a mantener estable y con una ligera tendencia al alza, hacia el año 2018 (Knoema, 2013).

0

200

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90

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00

20

02

20

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20

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20

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20

10

20

12

Tcal

Petróleo Combustible Electricidad

Coque Gas Corriente

Gas Alto Horno Otros derivados de Pet


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ina6

5

Figura 79 Proyección de precio del acero mundial

Fuente: (Knoema, 2013)

En conjunto con esta información y en las reuniones de GTT y de GCE, se ha consensuado, que para el futuro se ve difícil que en Chile se aumenten las inversiones para instalar más altos hornos, debido a esta amenaza desde Asia y a proyecciones de precio con crecimiento moderado a nivel mundial. Estos antecedentes, llevaron a establecer una proyección de producción constante en el tiempo de 1.000.000 de toneladas de acero, el cual corresponde a una aproximación del valor medio de los últimos años de producción, como se observa en la siguiente figura:

Figura 80 Producción de Acero Proyección 2050



El modelo de proyección de consumos energéticos es de uso final. En este caso se complementa la información de los balances de energía nacionales de los años 2010-2012 con antecedentes de consumo por uso del año 2010.

Figura 81: Distribución del consumo de combustibles 2012 de la

industria siderúrgica [Teracal] Fuente: BNE

El principal combustible utilizado es el coque el cual se usa para la producción de arrabio dentro de los altos hornos. El coque es producido mediante destilación seca de carbón metalúrgica. La información del consumo de carbón no está asociada directamente al sector siderúrgico en el balance de energía ya que se considera como un consumo por centro de transformación, la siguiente figura muestra la evolución del consumo de carbón en la industria, en ella se observa un consumo muy constante durante el período 1991-2011.

Figura 82: Evolución del consumo de carbón 1991-2011 de la

industria siderúrgica [Teracal] Fuente: BNE

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Precio del Acero (US$ /ton)

0

200

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600

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1.200

1.400

19

84

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00

20

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20

20

20

24

20

28

20

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20

36

20

40

20

44

20

48

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eru

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[M

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30%

28%

42%


Electricidad

Coque

Gas Corriente

Gas Alto Horno

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1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

Tera

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orí

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6


En este sector el uso principal de combustibles, corresponde al sector térmico, siendo el coque el principal combustible de este sector. Con respecto a las participaciones de los combustibles, se puede observar un importante reemplazo de petróleo combustible por gas natural en este sector, lo cual implica una importante reducción de emisiones hacia el año 2050. Además, también se puede observar un menor consumo de energía debido a que se agregó una tendencia natural de mejora en el modelo.

Figura 83 Consumo de Energía Final Sector Siderurgia




0

200

400

600

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1.200

1.400

1.600

1.800

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

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En

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inal

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l]


0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

20122014201620182020202220242026202820302032203420362038204020422044204620482050Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Carbón y Coque Electricidad Gas Licuado Gas Natural Otros Petróleo


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ina6

7

Figura 85 Participación de Combustibles 2013-2050



Respecto de las emisiones del sector, dado que el motriz es exclusivamente eléctrico, las emisiones directas corresponden exclusivamente a la parte térmica. La baja de emisiones corresponde a una mejora natural de la eficiencia de los procesos y también debido al cambio de combustible hacia gas natural, cuyo factor de emisión es menor.

Figura 86 Emisiones Directas de GEI – Sector Siderurgia


0

100

200

300

400

500

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es

CO

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to

n]

Calor

Carbón y Coque 42%

Electricidad 28%

Petróleo 30%

2013

Carbón y Coque 44%

Electricidad 29%

Gas Natural 13,30%

Petróleo 14%

2050

4.1.3.3 Cemento


El mercado nacional de cemento está compuesto por 3 grandes empresas Polpaico, Biobío y Melón, que poseen más del 90% de la producción nacional. Prácticamente el total de la producción es para consumo interno con una participación menor de cemento extranjero.

Las plantas productivas se encuentran distribuidas a lo largo del país desde la II Región con la planta Mejillones de la compañía Polpaico, hasta la X Región con la planta Puerto Montt de la compañía Melón.

La figura muestra el consumo nacional de cemento en miles de toneladas de cemento entre los años 1990 y 2011. En ella se observa una tendencia creciente, que se vio afectada en los años 1999 y 2009 por la crisis asiática y sub-prime respectivamente. La mayoría del consumo nacional corresponde a producción local mientras que las importaciones promediaron durante los últimos 5 años un 6% de participación.

Figura 87: Producción de la industria de cemento

Fuente: Elaboración Propia en base a Instituto del Cemento y el Hormigón de Chile (ICH).

El Balance Nacional de Energía presenta los consumos energéticos desagregados por combustible, la evolución de estos se muestra en la siguiente figura junto a la producción de la industria durante el período 1984-2012. En promedio entre los años 2007 y 2012 el consumo de la industria del cemento fue un 3.2% del total de consumo energético de industria y minería.

Figura 88: Consumo de Combustibles 1984-2012 de la Industria

del Cemento [Teracal] Fuente: BNE

Figura 89: Distribución del Consumo de Combustibles 2012 de la

Industria del Cemento [Teracal] Fuente: BNE

El principal combustible utilizado durante el año 2012 fue el carbón coque, sin embargo la importante participación de este combustibles es un fenómeno reciente, debido a que el coque sustituyó el uso de carbón metalúrgico, el cual históricamente fue el combustible más utilizado en la industria.



El modelo de proyección de consumos energéticos es el de uso final. En este caso se complementa la información de los balances de energía nacionales de los años 2010-2012 con antecedentes de consumo por uso del año 2010.

La siguiente tabla muestra el coeficiente de correlación entre el PIB nacional, la producción y

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

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4.500

5.000

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Mile

s d

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0

1.000

2.000

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5%

17%

1%

71%

2%

1% 1%

Pet. Combustible DieselElectricidad CarbonCoque Gas NaturalOtros der. de Pet Metanol y leña


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ina6

9

el consumo energético total de la industria del cemento.

Tabla 31: Coeficientes de correlación industria Cementera

PIB ($2003) Producción Consumo Energético

PIB ($2003) 1

Producción 0,95387 1

Consumo Energético 0,88287 0,94336 1


De ella se infiere que el driver del consumo energético sería la producción debido al alto nivel de correlación entre las variables. Además se observa una muy fuerte correlación entre la producción de cemento y el PIB nacional con un valor de 0.95, resultado congruente con la relación validada entre el sector de la construcción y el crecimiento del producto interno.

De esta forma, se hace necesario proyectar la producción del sector, el driver de este modelo es el PIB Nacional, la siguiente figura muestra la dispersión entre el PIB y la producción, se observa que esta sigue una tendencia logarítmica con un buen ajuste.

Figura 90: Dispersión de datos de PIB y Producción de la industria

del cemento (Miles de Ton) Fuente: BNE

4.1.3.3.2.1.1

4.1.3.3.2.1.2 Modelo Econométrico de Producción

A continuación se presentan los resultados del modelo de proyección econométrica de la producción de cemento. El modelo resulta ser auto-regresivo tanto de la variable dependiente

como independiente, considerando el PIB nacional como variables independiente.

Tabla 32 Modelo econométrico producción de cemento.



Figura 91: Ajuste de los datos del modelo a valores reales. Fuente Elaboración Propia.

Figura 92: Correlograma.


La proyección de la producción según el escenario medio del PIB alcanza al año 2050 aproximadamente 12,3 millones de toneladas como se aprecia en la siguiente figura.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

0 20.000.000 40.000.000 60.000.000 80.000.000

Pro

du

cció

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PIB ($2003)

-.2

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65 70 75 80 85 90 95 00 05 10



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ina7

0

Figura 93: Proyección de producción de cemento (Miles de toneladas).



Dado que la capacidad de producción chilena de Clinker es limitada, se establece un tope anual de 2.000.000 [m3] y se asume que el resto de la demanda de Clinker no cubierta por la producción nacional es importada. Esta información se determinó a partir de la producción histórica, información que fue entregada por Cementos Biobío. Además fue presentada en diversos GCE, en dónde no hubo comentarios por parte del sector.

La participación de los combustibles por uso dentro del sector se obtuvo mediante el desglose

del balance de energía del año 2011. Las participaciones obtenidas son mostradas en la tabla siguiente.

Tabla 33: Participación de los Combustibles Sector Cemento

Combustibles Motriz Eléctrico Térmico

LPG 1,2%

P.C. 3%

Diésel 17% 1,5%

Carbón 1,4%

Leña 1,6%

Gas Natural 2,4%

Electricidad 83% 100% 0,5%

Coque 88,5%

Total 100% 100% 100%


A partir de la tabla anterior, del balance de energía del año 2012 y de la producción de cemento de año 2012 (4.722.100 [ton]) se obtuvieron las intensidades del sector por uso:

Tabla 34: Intensidades Sector Cemento

Usos Intensidad Cemento [Teracal/Mton]

Motor 1,23E-01

Eléctrico 1,03E-03

Térmico 4,23E-01

Total 5,47E-01


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050

CEMENTOF ± 2 S.E.

Forecast: CEMENTOF

Actual: CEMENTO


Adjusted sample: 1961 2050










En este sector, el uso más relevante de combustibles corresponde al sector térmico, siendo coque el principal combustible de este sector. Para este caso, dado que la producción de Clinker se estabiliza, la participación del uso de coque decae, ya que se procede a importar este elemento en una mayor proporción. Por lo tanto, principalmente existirá un mayor uso eléctrico producto de la molienda. En este sector, aun cuando se incorporó una mejora tecnológica natural, el aumento del consumo corresponde a una mayor demanda eléctrica en el proceso de molienda, debido a que se estima que la producción de Clinker nacional se estancará.

Figura 94 Consumo de Energía Final Sector Cemento Fuente Elaboración Propia


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Calor Eléctrico Motriz

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Alcohol Carbón y Coque Electricidad Gas Licuado Gas Natural Leña y Biomasa Petróleo


Pág

ina7

2

Figura 96 Participación de Combustibles Fuente Elaboración Propia


Respecto de las emisiones del sector, aquellas por consumo energético son principalmente del sector motriz, por cuanto las necesidades de consumo para molienda van aumentando, en desmedro del consumo térmico que se estanca.

Figura 97 Emisiones Directas de GEI – Sector Cemento


820

840

860

880

900

920

940

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es

CO

2 [t

on

] m

iles

Calor Motriz

Alcohol 0%

Carbón y Coque 71%

Electricidad 18%

Gas Licuado 0,93%

Gas Natural 2%

Leña y Biomasa

1% Petróleo

7%

2013 Alcohol

0%

Carbón y Coque 57%

Electricidad 30%

Gas Licuado 0,76%

Gas Natural 2%

Leña y Biomasa

1% Petróleo

9%

2050

4.1.3.4 Azúcar


De acuerdo a lo indicado por (Odepa, 2013), alrededor de la mitad de la demanda de azúcar se satisface mediante la producción local, siendo necesario importar el resto principalmente de Brasil y Centroamérica. Para el año 2012, el consumo nacional de azúcar fue de aproximadamente 758 mil toneladas, de las cuales el 46% fue producido por la industria nacional (Ver Figura 98).

Figura 98: Evolución de Producción, Importación y Consumo de Azúcar en Chile [Miles de ton].

Fuente: (IANSA, 2012)

El único productor de azúcar en Chile es IANSA, quien concentra sus operaciones en cinco plantas azucareras entre VII y X regiones. (IANSA, 2012)

La principal materia prima utilizada para la producción nacional es la remolacha, destinada en forma exclusiva a esta industria. Para el período 2012/2013 la cantidad de tierra disponible para el cultivo de remolacha es de 17.765 hectáreas, las cuales se encuentran principalmente en la Región de O´Higgins (12.750 Ha). (Odepa, 2013)

En el negocio azucarero, IANSA ha alcanzado continuos mejoramientos en el rendimiento del cultivo de la remolacha, conllevando esto mejoras en el desempeño de la producción de azúcar. (IANSA, 2012) Las plantaciones y producciones de remolacha, así como los rendimientos asociados, para el período 1989-2011 se muestran a continuación en la siguiente tabla.

Tabla 35: Superficie, producción y rendimientos del cultivo de remolacha en Chile

Fecha Superficie (ha)

Producción (ton)

Rendimiento (t/ha)

1988/89 54.324 3.030.434 56

1989/90 44.737 2.594.072 58

1990/91 39.788 2.498.659 63

1991/92 51.920 3.588.473 69

1992/93 52.457 3.410.697 65

1993/94 52.942 3.357.210 63

1994/95 53.280 3.744.129 70

1995/96 50.040 3.108.837 62

1996/97 41.697 2.405.249 58

1997/98 51.957 2.910.368 56

1998/99 49.670 2.862.447 58

1999/00 49.207 3.112.407 63

2000/01 46.400 2.882.980 62

2001/02 47.430 3.191.807 67

2002/03 27.140 1.953.306 72

2003/04 29.430 2.278.303 77

2004/05 31.410 2.597.771 83

2005/06 27.670 2.199.783 80

2006/07 20.916 1.612.102 77

2007/08 14.850 1.208.496 81

2008/09 12.870 1.042.418 81

2009/10 16.264 1.420.668 87

2010/11 20.236 1.951.066 96

2011/12 21.252 2.018.940 95

Fuente: (Odepa, 2013) y (Mario Bolívar Ruiz et al, 2005)

En Chile, IANSA tiene como meta alcanzar un rendimiento nacional de 120 toneladas de remolacha entera limpia base 16% de polarización, para el año 2018. Además, experimentalmente se han logrado rendimientos de alrededor de 130 ton/ha en parcelas demostrativas, las cuales tienen como objetivo conseguir rendimientos de 150 ton/ha. (IANSA, 2012)

Una de las características de la industria azucarera nacional es el proteccionismo al que está afecto desde el año 1986. Esta protección se realiza a través de un mecanismo de banda de precios que exige el cobro de un impuesto específico para el azúcar importado en caso de que el precio internacional esté bajo el piso de la banda. En este caso, el impuesto es igual a la diferencia entre el piso de la banda y el precio internacional. Si bien esta industria ha estado protegida durante un largo período, esta situación podría cambiar a partir del año 2014 debido a que en dicho año el gobierno de turno deberá evaluar y decidir si se justifica o no seguir aplicando esta normativa. (Mario Bolívar Ruiz et al, 2005). Para la presente simulación se considera que se mantiene la situación actual.


Pág

ina7

4



Para el sector azúcar se utilizó como driver la producción de remolacha, la cual fue calculada en base a las proyecciones de superficie plantada de remolacha y a los rendimientos esperados por IANSA para el futuro.

Debido a que no se cuenta con proyecciones de superficie de remolacha cultivada se optó por calcular el promedio de las superficies históricas (período 1980-2012) plantadas según los registros de ODEPA, INE e IANSA. Dado esto, se asumió una plantación constante de 17.765 [ha] anuales, para todo el periodo de proyección. Este valor se considera razonable según conversaciones informales mantenidas con expertos del sector agropecuario.

En el caso de los rendimientos se asumió un valor de 95 [ton/ha] para el año 2012, un valor de 120 [ton/ha] para el año 2018 y un valor de 150 [ton/ha] para el año 2050, todo en base a la información de supuestos presentada anteriormente. Para cada uno de los tramos (2012-2018 y 2018-2050) se asumió un crecimiento constante del rendimiento debido a que si se observa gráficamente los rendimientos, es posible apreciar un aumento paulatino de este. Informalmente se consultó al experto del sector agropecuario, respecto a asumir un valor constante de la disponibilidad de tierras para este sector, y se indicó que es un supuesto razonable para el sector. Cabe indicar que el sector silvo-agropecuario de MAPS no proyecta individualmente el cultivo de remolacha en su informe.

Debido a que no fue posible contar con opinión experta, se optó por considerar un escenario conservador en el que se mantuvieran las medidas proteccionistas que han existido hasta el momento. Estas conversaciones fueron validadas con el equipo de INFOR, y corroboradas por el equipo de MAPS.

Las producciones de remolacha obtenidas, en base a los criterios anteriores se muestran en la Figura 99. La forma de la proyección (a partir del

año 2013) se debe al supuesto de mantener constante la superficie cultivada y a un aumento paulatino del rendimiento. Si bien, la forma no se asemeja a las producciones de los años anteriores, hasta el momento no se cuenta con ningún referente en cuanto a futuras medidas proteccionistas se refiere, motivo por el cual no es posible incorporarlas en las proyecciones.

Figura 99 Producción Histórica y Futura de Remolacha



Los consumos históricos de combustible, se presentan en la Figura 100, en dónde se puede observar que el combustible más utilizado corresponde al Carbón (76%), como se observa en la Figura 101.

Figura 100: Consumos Históricos de Energía Industria Azucarera,

Período 1984-2012. Fuente: Elaboración Propia en base a (Ministerio de Energía,

2013)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

19

89

19

93

19

97

20

01

20

05

20

09

20

13

20

17

20

21

20

25

20

29

20

33

20

37

20

41

20

45

20

49

Re

mo

lach

a [m

iles

de

to

ns]

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

Co

nsu

mo

En

erg

éti

co [

Tera

cal]

Petróleo Combustible Diesel Gas Licuado

Electricidad Carbon Coke

Leña


Pág

ina7

5

Figura 101 Participación de Combustibles – Sector Azúcar

Fuente Elaboración propia en base a datos de (Ministerio de Energía, 2013)

De acuerdo al balance desglosado del año 2011 y a los consumos de energía de ese año, se calculó la participación de los combustibles en cada uso, los cuales se muestran en la tabla a continuación.

Tabla 36: Participación de Combustibles por uso - Sector Azúcar

Motriz Eléctrico Térmico

Gas Licuado 0,9%

P.C. 15,7%

Diésel 20,9% 0,1%

Carbón 77,8%

Leña 0,9%

Gas Natural


Coque 4,7%

Total 100% 100% 100%


Posteriormente, utilizando estas participaciones, el BNE 2012 y una producción de 2.018.940 [ton] para ese año, se calcularon las intensidades del sector, presentadas a continuación.

Tabla 37 Intensidades por uso

Uso Intensidad [Teracal/ton remolacha]

Calor 4,29E-04

Motriz 9,80E-06

Eléctrico 9,02E-07

Total 4,40E-04


15%

0%

1%

2%

76%

5%


Diesel

Gas Licuado

Electricidad

Carbon

Coke


Pág

ina7

6


El principal consumo asociado al sector corresponde al uso térmico, el cual representa alrededor de un 98% del consumo total. Con respecto a los combustibles, es posible apreciar que el principal es el carbón, el cual se asocia a los usos térmicos del sector. Seguido del carbón se encuentra, en cantidad mucho menor, el petróleo combustible y el coque.

En este caso las participaciones de los combustibles se mantienen, dado que se determinó que los precios no afectarán la estructura del sector. El sector tiene incorporado un proceso de mejora tecnológica, el cual no se puede observar debido a que el crecimiento de la producción es mayor que las mejoras.

Figura 102 Consumo de Energía Final Sector Azúcar Fuente: Elaboración Propia


0

200

400

600

800

1.000

1.200

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]


0

200

400

600

800

1.000

1.200

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Carbón y Coque Electricidad Gas Licuado Leña y Biomasa Petróleo


Pág

ina7

7



Según es posible apreciar en la figura siguiente, las emisiones provienen prácticamente en su totalidad del uso térmico de los combustibles.

Figura 105 Emisiones Directas de GEI – Sector Azúcar


0

50

100

150

200

250

300

350

400

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es

de

CO

2 [

mile

s to

n]

Calor Motriz

Carbón y Coque 80%

Electricidad 2%

Gas Licuado 1%

Leña y Biomasa

0,88% Petróleo

16%

2013

Carbón y Coque 80%

Electricidad 2%

Gas Licuado 1%

Leña y Biomasa

0,88% Petróleo

16%

2050

4.1.3.5 Pesca


Este sector está constituido por dos subsectores relevantes, uno es el relacionado con la pesca extractiva y el segundo con la acuicultura. Para efectos de la presente consultoría, ambos sectores se fundirán en uno solo, y en el presente gráfico se puede observar la importancia relativa del sector de extracción versus las cosechas en el total nacional. Esto se debe a que el balance nacional de energía considera ambos sectores.

Figura 106: Total Cosechas y Desembarques históricos en

toneladas Fuente: Elaboración propia en base a datos de (Sernapesca,

2012)

Con respecto a las exportaciones, en el año 2012 se enviaron 1.259.640 toneladas, lo que corresponde a un 35% de la producción nacional.



Para este sector, el driver considerado son las toneladas de pesca extractiva y de acuicultura. Con el objeto de proyectar el sector, se consideró información de mercado respecto de la acuicultura, y para el caso de la pesca, se consideró un estudio relacionado con cambio climático, que indicaba la merma en el potencial de extracción para nuestro país en el futuro.

Para el caso de la acuicultura, según el subsecretario de Pesca y Agricultura Sr. Pablo Galilea, se espera que el sector duplique su

producción para el año 2023 (Acuicultura, 2013). Para este caso, se tomó como referencia el año 2011, dado que es el último dato real que se posee, y se mantuvo la trayectoria de crecimiento del sector hasta el año 2050, dado que se indica que el sector no ha tocado techo y aún tiene margen para ello (Ipac, 2011). Estos supuestos se presentaron en el GCE, y no se recibieron comentarios respecto de su validez.

Con respecto a la extracción, se consideró una reducción en el potencial de captura de un 6% al año 2050, en base a un estudio que relaciona el cambio climático con el potencial de captura (Cheung, 2010). Por lo tanto en el periodo 2012 – 2050 se aplicó este porcentaje de reducción, respecto de las extracciones del año 2011, que corresponde al último dato real que se posee del sector.

Figura 107 Proyección de Acuicultura y Extracción (Millones de Toneladas)



La evolución del uso de combustibles para el presente sector, se presenta en la Figura 108. Para el año 2012 los principales combustibles utilizados son: Diésel (79%) y Petróleo Combustible (15%), de acuerdo a la Figura 109. Cabe destacar que hubo un cambio metodológico en el Balance Nacional de Energía para el año 2010 y 2011, en donde se empezó a contabilizar la parte de transporte en este sector desde el 2010. Para el caso del presente estudio, se está

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Cultivo

Extracción

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22

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30

20

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38

20

42

20

46

20

50

Acuicultura Extracción


Pág

ina7

9

tomando en cuenta este cambio metodológico para la proyección.

Figura 108: Evolución uso de combustibles Sector Pesca

Fuente (Ministerio de Energía, 2013)

Figura 109: Distribución del uso de combustibles – Sector Pesca

Fuente (Ministerio de Energía, 2013)

De acuerdo al balance desglosado del año 2011 y a los consumos de energía de ese año, se calculó la participación de los combustibles en cada uso, los cuales se muestran en la Tabla 38 a continuación. Al momento del presente informe, no se dispone de la información detallada del Balance 2012, por lo que se debió recurrir a este dato.



Petróleo Combustible 16%

Diésel 81%

Kerosene 42,66%

Electricidad 4% 100% 16,29%

Carbón 39,12%

Gas Natural 1,92%

Total 100% 100% 100%


Posteriormente, utilizando estas participaciones, y en conjunto con la información recibida del BNE 2012 y una extracción de 4.402.322 [ton] para ese año, se calcularon las intensidades del sector, presentadas a continuación.

Tabla 39 Intensidades Sector Pesca

Uso Intensidad [Teracal/toneladas]

Calor 1,45E-05

Motriz 5,97E-04

Eléctrico 2,36E-01

Total 6,14E-04


0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011

Co

nsu

mo

En

erg

éti

co T

ota

l [Te

raca

l]

Petróleo Combustible Diesel Electricidad

Carbón Gas Natural Gas Licuado

Nafta Leña Gasolina Motor

15%

79%

4%

1% 0% 1%

Petróleo Combustible

Diesel

Electricidad

Carbón

Gas Natural

Gas Licuado


Pág

ina8

0


El principal consumo asociado al sector corresponde al uso motriz, el cual representa alrededor de un 97% del consumo total. En términos de combustibles, el principal es el diésel el cual es asociado principalmente a usos motrices. Para el año 2050 se consideró que no había substitución posible del sector, por cuanto el uso de petróleo combustible y diésel en embarcaciones es difícil de reemplazar. Para este caso se modeló el sector, considerando una mejora tecnológica natural de los procesos, cuyo resultado no se observa completamente, debido a que el crecimiento de nivel de actividad es más relevante.

Figura 110 Consumo de Energía Final Sector Pesca



0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[t

era

cal]


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[t

era

cal]

Carbón y Coque Electricidad Gas Licuado Gas Natural Petróleo


Pág

ina8

1



Las mayores emisiones directas del sector, corresponden al uso motriz, lo cual se condice con los usos energéticos del sector.

Figura 113 Emisiones Directas de GEI – Sector Pesca


0

200

400

600

800

1.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es

de

CO

2 [

mile

s to

n]

Motriz Calor

Carbón y Coque

1%

Electricidad 5% Gas Licuado

1% Gas Natural

0,05%

Petróleo 93%


1%

Electricidad 5%

Gas Licuado 1%

Gas Natural 0,05%

Petróleo 93%

2050

4.1.3.6 Petroquímica


La industria petroquímica comprende la elaboración de productos químicos derivados de hidrocarburos, específicamente petróleo y gas natural. Las principales empresas de este sector son la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), que corresponde a un centro transformador de energía, y las empresas Petroquim, Petrodow y Methanex, que elaboran respectivamente polipropileno, polietileno de baja densidad y alcohol metílico a partir de gas natural.

En adelante, cuando se hable de la industria petroquímica sólo se hará referencia a todas las empresas petroquímicas excluyendo a ENAP debido a que ésta corresponde a un centro transformador que será considerado por el grupo de generación del equipo MAPS (Ugalde, 2013).

Según indica (Revista Electricidad, 2011), la producción de esta industria se concentra en las regiones del BíoBío (VIII Región) y en la región de Magallanes (XII Región). Esto se debe a que, en el caso de la VIII Región, se encuentra la Refinería BíoBío que abastece de materias primas a empresas productoras de derivados como Petroquim y Petrodow Chile, mientras que en el caso de la XII Región, se ubica la compañía Methanex que utiliza gas natural como materia prima.

Según se indica también en (Revista Electricidad, 2011), el desarrollo del sector depende de la disponibilidad de producción de la refinería ENAP, por una parte, y del resultado de las exploraciones de gas natural en Chile, por otro.



Para este sector se utilizó la producción de Metanol [ton] y la producción nacional de etileno [m3].

Para la producción de Metanol se utilizó la producción del año 2012 (313.000 [ton]) y las tasas de crecimiento según proyecciones de Methanex hasta el año 2018 (Zahler, 2008). Para

el período 2019-2050 se asume constante la producción debido a que no se cuenta con proyecciones, y las perspectivas de exploración y potencial disponibilidad del gas, aún son inciertas. No se posee nueva información respecto de esta situación, al cierre del presente informe.

En el caso del etileno se asume una producción constante de 120,2 [m3] a partir del año 2013, valor que representa la producción promedio nacional durante el período 1991-2012 según indican los registros anuales de los balances de energía.

Figura 114: Proyección de Metanol



Los datos del Balance Nacional de Energía, mostrados en la Figura 115, presentan información sobre el consumo energético histórico del sector petroquímico. Como es posible apreciar, existe una clara anomalía en el año 2010, donde se presenta un consumo de gas de refinería único en la serie y de gran volumen. Además, los consumos del año 2010 y 2011 son significativamente mayores que los del resto del período. Estas diferencias se deben a cambios metodológicos en la construcción del balance. El uso principal de combustibles, corresponde a gas natural (68%), cómo se puede observar en la Figura 111.

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Me

tan

ol [

ton

s]


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ina8

3

Figura 115: Consumo de Combustibles 1991-2012 del Sector

Petroquímica [Teracal] Fuente: BNE

Figura 116: Distribución y Consumo Sector Petroquímica 2012.

Fuente: Elaboración Propia en base a BNE

La desagregación de los combustibles por uso, mostrada en la Tabla 40 se obtuvo mediante el balance desglosado 2011. Las intensidades obtenidas en la Tabla 41, se obtuvieron mediante el cruce de información del balance del año 2012, en conjunto con las producciones mencionadas, lo que permitió calcular las intensidades del sector.

Tabla 40: Desagregación de Combustibles por Uso, Sector

Petroquímica

Industria Combustible Motriz Eléctrico Térmico

Metanol Electricidad 100% 100%

Gas Natural 100%

Total 100% 100% 100%

Etileno Gas Licuado 53,6% 27,7%


Gas Natural 72%

Total 100% 100% 100%


Tabla 41: Intensidades Sector Petroquímica

Uso Intensidad

Methanex [teracal/ton]

Etileno [teracal/m

3]

Calor 2,01E-03 1,14E-02

Motriz 6,39E-05 3,41E-03

Electricidad 4,46E-06 4,56E-05

Total 2,08E-03 1,48E-02


0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

Co

nsu

mo

En

erg

éti

co [

Tera

cal]

Petróleo Diesel Petróleos Combustibles

Gas Licuado Gas de Refinería

Electricidad Gas Natural

0% 0%

23%

0%

9%

68%

Petróleo Diesel

PetróleosCombustibles

Gas Licuado

Gas de Refinería

Electricidad

Gas Natural


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ina8

4


El principal consumo asociado al sector no proviene de las empresas productoras de metanol, sino desde empresas con alta producción de Etileno, las que representan alrededor del 70% del consumo del total respecto del año 2012. En términos de combustibles, el principal es el gas natural, destinado a usos térmicos en ambas industrias. En este caso, en lo referido a las participaciones estás se mantienen dado que el sector es inelástico a los cambios de precios de combustibles, debido a que no hay posibilidades tecnológicas de sustitución del sector. Ambos sectores son dependientes fuertemente del gas natural, y considerando que la trayectoria de precios del gas va en declive, no hay espacio de reemplazo para otros combustibles. La tendencia a la baja en el consumo, tiene que ver con la mejora natural de la eficiencia de los procesos.

Figura 117 Consumo de Energía Final Sector Petroquímica



0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

20

12

20

13

20

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20

20

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20

50C

on

sum

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nal

[t

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al]

Etileno\Calor Etileno\Eléctrico Etileno\Motriz Metanol\Calor Metanol\Electricidad Metanol\Motriz

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

Ener

gía

Fin

al

[ter

acal

]

Electricidad Gas Licuado Gas Natural Petróleo


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5

Figura 119 Participación por Combustibles 2013-2050 Fuente Elaboración Propia


Las mayores emisiones directas del sector provienen del uso térmico de los combustibles, las cuales representan alrededor del 89% de las emisiones del sector para el año 2013.

Figura 120 Emisiones Directas de GEI – Sector Petroquímica Fuente Elaboración Propia

0

50.000

100.000

150.000

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250.000

300.000

350.000

400.000

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500.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es

de

CO

2

Etileno\Calor Etileno\Motriz Metanol\Calor

Electricidad 9%

Gas Licuado 23%

Gas Natural 68%

Petróleo 0%

2013

Electricidad 9%

Gas Licuado 24%

Gas Natural 67%

Petróleo 0%

2050

4.1.3.7 Industrias Varias


El Balance Nacional de Energía presenta información sobre el sector industrias varias que contiene a todos los sectores de la industria nacional que no están individualizados dentro del Balance. En este grupo se encuentran sectores como el agrícola, bebidas y alimentos, textil, comunicaciones y otras industrias manufactureras.



De acuerdo a la información presentada en el BNE se proyecta el consumo de los combustibles más relevantes del sector a través de un modelo de intensidad de uso energético en función del PIB nacional. En un primer acercamiento se puede observar que la correlación entre el consumo de energía total y el PIB Nacional es de 0,88.

Si se posee la información adecuada, se buscará dividir la información por uso final, con el objeto de modelar las medidas de mitigación de forma específica.

Tabla 42: Correlación de Variables relevantes

PIB Nacional

Consumo Total Energía

PIB Nacional 1,00

Consumo Total Energía 0,88 1,00


Figura 121: Consumo de Energía [Teracal] versus PIB Nacional

Real Fuente: Elaboración Propia


Dada la agregación de esta información no es posible realizar análisis por cada sector industrial, ya que esta información no está disponible en el Balance Nacional de Energía. La evolución del consumo de los distintos energéticos se muestra en la siguiente figura.

Figura 122: Consumo de Combustibles 1997-2012 Sector

Industrias Varias [Teracal] Fuente: (Ministerio de Energía, 2013)

La figura siguiente muestra la participación de los combustibles en el consumo del sector el año 2012. El mayor consumo históricamente ha sido de electricidad (36%), seguido por el consumo de diésel (22%), impulsado a partir del año 2007 por la escasez de gas natural.

Figura 123: Distribución del Consumo de Combustibles 2011

Sector Industrias Varias [Teracal] Fuente: (Ministerio de Energía, 2013)

y = 15.603*ln(x) - 252.872

0

5.000

10.000

15.000

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25.000

30.000

35.000

10.500.000 60.500.000Co

nsu

mo

to

tal e

ne

rgía

[Te

raca

l]

PIB Nacional

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

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Co

nsu

mo

To

tal E

ne

rgía

(Te

raca

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as)

Pet. Combustible Diesel Gas Licuado Electricidad

Carbón Gas Natural Metanol Leña

Kerosene Derivados

9% 22%

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36%

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11%

15%

0%

Pet. Combustible

Diesel

Gas Licuado

Electricidad

Carbón

Gas Natural

Metanol

Leña

Kerosene


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7

Debido a que el sector Industrias Varias abarca diversas empresas de distintos rubros, no es posible tener una unidad de producción para todos. A causa de esto se optó por definir como driver de energía el PIB nacional.

Para determinar la participación de los combustibles, se utilizó el balance nacional desglosado de energía del año 2011, el cual se presenta en la Tabla 43. Las intensidades mostradas en la Tabla 44, fueron obtenidas a partir de la Tabla 43, el balance del año 2012 y el PIB de 109.750.797 millones de pesos, del mismo año.

Tabla 43: Participación de los Combustibles, Sector Industrias Varias

Combustibles Motriz Eléctrico Térmico

P.C. 2,8% 11,5%

Diésel 43,7% 1,3%

Carbón 3,8%

Leña 24,3%

Gas Natural 17,2%


Gas Licuado 1,9% 5,6%

Otros Petróleo 24,8%

Coque

Total 100% 100% 100%


Tabla 44: Intensidades Sector Industrias Varias

Usos Intensidad [Teracal/millón de pesos]

Motor 1,08E-04

Eléctrico 4,16E-06

Térmico 1,32E-04

Total 2,44E-04



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ina8

8


Los consumos de energía provienen en un 54% del uso térmico y en un 44% del uso motriz. En términos de combustibles, los principales son el diésel, los derivados del petróleo y el carbón.

Para este sector en el caso de las participaciones se consideró que varios combustibles podían competir, especialmente en el uso térmico. Esto es el caso de electricidad, petróleo combustible, coque, entre otros. El aumento más significativo, fue el aumento del uso de electricidad debido a la tendencia a la baja de los precios entregados por el equipo de MAPS. Esta simulación incluye una mejora tecnológica natural, que debido al crecimiento de la actividad económica del sector, no se puede apreciar claramente en el gráfico.

Figura 124 Consumo de Energía Final Sector Industrias Varias


Figura 125 Consumo de Energía por Combustible


0

10.000

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30.000

40.000

50.000

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70.000

80.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Calor Eléctrico Motriz

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Co

nsu

mo

de

En

erg

ía F

inal

[te

raca

l]

Carbón y Coque Electricidad Gas Licuado Gas Natural

Gasolina Leña y Biomasa Petróleo Renovables


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9

Figura 126 Participación por Combustible 2013-2050 Fuente Elaboración Propia


Las mayores emisiones del sector provienen del uso térmico de los combustibles, las que representan alrededor del 61% de las emisiones del sector, respecto del año 2013.

Figura 127 Emisiones Directas de GEI – Sector Industrias Varias


0

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6.000

8.000

10.000

12.000

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Emis

ion

es

de

CO

2 [

mile

s to

n]

Calor Motriz

Carbón y Coque 2%

Electricidad 31%

Gas Licuado 4%

Gas Natural 9% Gasolina

1% Leña y Biomasa

13%

Petróleo 40%

Renovables 0%


0%

Electricidad 38%

Gas Licuado 2% Gas Natural

11% Gasolina

1%

Leña y Biomasa 14%

Petróleo 34%

Renovables 0%

2050

4.1.4 Emisiones de Procesos Industriales

Paralelamente a las emisiones de GEI que se generan por combustión energética en el sector de industria y minería, se producen emisiones en otros procesos químicos que liberan carbono u otro GEI a la atmosfera sin una combustión de por medio.

Estas emisiones se conocen como emisiones por procesos industriales y suelen ser muy importantes en la industria del acero, el cemento e industrias químicas. En este caso se estimaron las emisiones de procesos de los sectores más relevantes como cemento y cal, y las asociadas a la siderurgia.

4.1.4.1 Cemento

De acuerdo a lo indicado en la metodología al principio de este reporte, estas emisiones son producto de la calcinación del carbonato de calcio en la producción de Clinker, la industria libera 0,52 toneladas de CO2 por tonelada de Clinker producida (IPCC, 2006).

La siguiente tabla muestra la producción nacional de Clinker en toneladas de acuerdo a información entregada por Gustavo Chiang, Jefe de medioambiente de Cementos Biobío.

Tabla 45: Producción nacional e importación de Clinker (Ton).

Año Producción (ton) Importaciones (ton)

2007 2.574.103 409.777

2008 2.610.366 590.508

2009 2.162.491 527.544

2010 2.047.785 617.193

2011 2.086.622 1.001.804

2012 2.269.75715

1.175.299

Fuente: Elaboración propia en base a datos de Cementos Biobío.

La prospectiva del sector cemento, de acuerdo a lo señalado en los grupos de construcción de escenarios (GCE), indica una tendencia a suplir los

15 Cifra calculada, no existía la producción 2012 para una de

las 3 compañías nacionales por lo que se supuso una tasa de crecimiento idéntica a la de la compañía más cercana en producción para dicho año.

requerimientos de Clinker mediante la importación, acotando la producción nacional a los niveles obtenidos durante los últimos años por la industria nacional.

De esta forma se supone una producción de Clinker constante de 2 millones de toneladas anuales repartidas proporcionalmente a la producción de cemento entre los sistemas eléctricos del SIC y SING. Las emisiones resultantes se muestran en la siguiente figura separadas por sistema eléctrico.

Figura 128 Emisiones por proceso de producción de Clinker


4.1.4.2 Producción de Cal

Las emisiones de dióxido de carbono liberadas en la producción de cal son de 0,75 toneladas de cal producida (IPCC, 2006). Estas emisiones se generan en hornos a altas temperaturas provocando la descomposición de los carbonatos. Este punto de descomposición es buscado para obtener cal, la cual es usada en la industria cementera, de papel y celulosa entre otras.

Dado lo anterior, se proyecta la producción de Cal en función de la producción de las compañías INACESA y SOPROCAL, adicionalmente se estima y proyecta la producción del sector papel y celulosa, siendo la suma de estos 2 componentes lo que permite la proyección final de la producción de cal nacional.

Se dispone de la producción de las compañías nacionales a través de las memorias publicadas al año 2012.

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Mile

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on

CO

2

SIC SING


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1

Tabla 46: Producción de cal productores nacionales (Miles de Ton).

Año INACAL SOPROCAL

2007 553 167

2008 527 172

2009 495 135

2010 562 174

2011 577 205

2012 649 183

Fuente: Elaboración propia en base a datos de Cementos Biobío.

Con esta información se proyecta la producción de al año 2050 mediante la tendencia de la suma de las producciones de ambas empresas. Por otra parte se consideró la estimación de producción de Cal de la industria de celulosa realizada en el Inventario nacional de emisiones de gases de efecto invernadero (POCH, 2008). La producción que es posterior a la fecha del inventario y la proyección se estima utilizando las tasas de variación de producción de la industria de papel y celulosa, obtenidos en la proyección de escenarios del sector silvo agropecuario del equipo MAPS. Se considera además un descuento a la producción de cal de INACAL, dado que existen 66 toneladas anuales que se producen en su planta de San Juan, Argentina. Tabla 47: Estimación de producción de Cal nacional (M de Ton).

Año Comercial Celulosa Total

2007 654 885 1.539

2008 633 942 1.575

2009 564 945 1.509

2010 701 776 1.477

2011 694 945 1.639

2012 766 931 1.697

2013 708 942 1.650

2020 812 1.176 1.988

2030 960 1.191 2.151

2040 1.108 1.208 2.316

2050 1.256 1.208 2.464

Fuente: Memorias 2012 y POCH (2008).

4.1.4.3 Producción de Acero

Por otro lado en la industria del acero las emisiones por procesos industriales son resultado de la producción de coque, arrabio, sinterizado, hierro reducido y Pellets. En este caso el factor de emisión sugerido por las directrices de la IPCC, considerando que el método de fabricación de acero es en hornos básicos de oxígeno, es de 1,46 tCO2/ton acero producido. Junto a esto se generan emisiones de metano (CH4) en los procesos de producción de coque, sinterizado y hierro reducido, con un factor de emisión a utilizar de 0,030 KgCH4

por tonelada de acero producido, de acuerdo a las referencias del (IPCC, 2006).

De acuerdo a la proyección de producción de acero, las emisiones de CO2 equivalente resultantes por procesos industriales en la industria del acero son constantes de 1,46 millones de toneladas de CO2e anuales.

Figura 129 Emisiones por proceso de producción de Acero. Fuente Elaboración Propia

0

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1.000

1.500

2.000

Mile

s d

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on

CO

2e

Dióxido de carbono Metano

5 Resultados de Línea Base y Escenarios de Mitigación

Para poder presentar los resultados, primero es necesario describir la metodología general usada para modelar las medidas de mitigación y a continuación se presenta una descripción de aquellas medidas que fueron modeladas.

Luego se procederá a presentar los resultados generales, de emisiones de línea base y de las medidas de mitigación asociadas.

5.1.1 Metodología general para el

modelamiento de la

mitigación asociada a las

medidas

Para estimar la reducción de emisiones de CO2 una medida, se utilizó una metodología general de 3 pasos. Los dos primeros pasos se enfocan en establecer el potencial total del país asociado a cada medida, y el tercer paso se enfoca en determinar la tasa de penetración anual, con la cual se alcanza el potencial. Los tres pasos se describen según sigue:

1. Determinación del impacto unitario. Se

estima el impacto de la medida en una planta

productiva, para las distintas clasificaciones

sobre las cuales se aplica la medida.

2. Determinación del universo aplicable. Se

estima el universo de plantas, dadas sus

características sobre el cual es aplicable la

medida. La multiplicación del impacto unitario

por el universo aplicable corresponderá al

potencial técnico bruto.

3. Determinación de la tasa de penetración. Se

establece una tasa anual a la cual se va

alcanzando el potencial bruto, dadas las

características del instrumento analizado.

Estos tres pasos consideran la evaluación independiente del impacto de cada medida en las emisiones de gases de efecto invernadero. Sin embargo los impactos de muchas medidas se

intersectan, por lo que al momento de decidir los escenarios de mitigación, se deberá considerar un cuarto paso que estime en qué medida los impactos de las medidas se restan entre sí. Este análisis se presenta en un apartado a continuación.

Los pasos 1 y 2 se determinarán en base a la información disponible a la fecha. El paso 3 se estima en base a opiniones expertas, considerando las características de la medida. En términos generales se ha establecido, en base a conversaciones con expertos, que las campañas de promoción y fomento presentan tasas de penetración de entre el 2% y 5% anual, dependiendo de la factibilidad de la medida. Para el caso de campañas que involucran incentivos económicos mayores a la instalación de nuevas tecnologías, éstas presentan tasas de penetración de entre el 5% y el 25% anual dependiendo de los aportes contemplados. Para el caso de medidas de carácter obligatorio, la tasa de penetración puede llegar al 100% dependiendo de las características particulares del instrumento.

El presente informe además considera el cálculo de los costos de inversión y de operación, asociados a cada medida. El detalle de los supuestos se encuentra en el Anexo 2 del presente informe.

En los anexos del presente reporte se detallan las particularidades en las metodologías de modelamiento de la reducción de emisiones de cada una de las medidas consideradas.

5.1.2 Descripción general de las

medidas de mitigación

Se evaluará el impacto sobre la línea base de la aplicación de 17 medidas de mitigación de forma independiente. Cada una de estas medidas supone distintos instrumentos cuyo objetivo es alcanzar los potenciales existentes de mitigación. El detalle de cada uno de los supuestos de las


Pág

ina9

3

medidas, se encuentra en el anexo del presente informe.

Cabe mencionar que la labor del consultor se ha centrado en modelar qué pasaría si las medidas, con las características detalladas para cada una, se aplicarán, quedando fuera del alcance del consultor la propuesta de medidas para las políticas públicas del futuro proyectado. Una descripción de cada una de las medidas, se presenta a continuación.

5.1.2.1 Medida 1: Desarrollo de proyectos de autogeneración de energía eléctrica con ERNC en plantas industriales y mineras.

Corresponde a la instalación de proyectos de generación eléctrica con ERNC para autoabastecimiento que permitan cubrir total o parcialmente las demandas de energía eléctrica de éstas. Considera apoyo técnico, fomento y cambios normativos.

Involucra a los sectores energo-intensivos, principalmente sector cobre, además de sectores: celulosa y papel, siderurgia, química y cemento.

5.1.2.2 Medida 2: Impulso de la industria minera a proyectos de generación eléctrica de bajas emisiones de CO2 y contabilización de reducciones en la minería.

Esta medida implica la generación de esquemas normativos y legales, si se requiere, que reconozcan la disminución de emisiones asociados a consumos eléctricos. Este reconocimiento aplicaría para aquellas empresas que inviertan en proyectos de generación de tecnología de bajas o cero emisiones, y cuya energía se inyecta a los sistemas interconectados. Para el caso del presente informe, se consideraron solamente proyectos ERNC, y no otros como proyectos de gas natural. Esta medida se aplica a aquellos sectores energo-intensivos, tal como el sector cobre, además de: celulosa y papel, siderurgia, química y cemento.

5.1.2.3 Medida 3: Inversión en energías renovables para usos térmicos en la industria y minería, nueva y existente.

Esta medida implica la instalación de proyectos de energías renovables, que permitan cubrir las demandas de energía térmica al interior de las plantas. Se enfoca principalmente en entregar el apoyo técnico necesario y en la creación de plantas demostrativas financiadas por el estado para exponer y mejorar la confiabilidad de los sistemas. Esta medida aplica a toda la industria, particularmente sectores con usos térmicos relevantes.

5.1.2.4 Medida 4: Instalación de cogeneración para plantas existentes.

Corresponde a la instalación de proyectos de cogeneración que permitan cubrir las demandas térmicas y eléctricas y eventualmente inyectar electricidad a la red. Contempla un plan nacional de fomento a la cogeneración industrial y minera: apoyo a la superación de barreras de información, técnicas, económicas y legales. Esta medida aplica a toda la industria, particularmente en aquellos sectores con usos térmicos relevantes.

5.1.2.5 Medida 5: Incentivo al uso de combustibles convencionales de bajas emisiones de GEI para usos térmicos en el sector industrial y minero.

Involucra un cambio en los combustibles utilizados para cubrir las demandas térmicas, desde combustibles como diésel, petróleo combustible y carbón, a gas natural. Aplica a toda la industria, particularmente aquellos sectores con usos térmicos relevantes.


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4

5.1.2.6 Medida 6: Instalación de sistemas de captura y almacenamiento de CO2 (CAC) en subsectores de alta intensidad de emisiones de GEI.

Corresponde a la captura de CO2 en la postcombustión y almacenamiento. Esta medida se implementa, mediante un impuesto a empresas intensivas en emisiones. Se aplica principalmente en las industrias intensivas en emisiones directas (siderurgia, cemento, petroquímica, etc.).

5.1.2.7 Medida 7: Recambio de motores eléctricos en el sector industrial y minero.

Involucra el recambio de motores ineficientes y/o estándar, con un tamaño entre 1 HP y 10 HP para los siguientes casos: a) Motores en funcionamiento pese a haber superado su vida útil b) Reemplazo de un motor con falla, candidato a ser rebobinado. Se aplica a todos los sectores.

5.1.2.8 Medida 8: Restricción a la entrada de motores eléctricos ineficientes, mediante estándares mínimos de eficiencia (MEPS).

Corresponde a la obligatoriedad de MEPS para motores eléctricos, y además actualizables en el tiempo. Esto quiere decir que cada cierto tiempo se fija un nivel mínimo para motores que pueden ser comercializados en el país. Involucra a todos los sectores.

5.1.2.9 Medida 9: Impulso al uso eficiente de la energía en la industria, a través de la realización de auditorías energéticas y aplicación de las medidas de eficiencia energética detectadas.

Implica la obligatoriedad de auditorías energéticas en empresas energo-intensivas, y considera la obligación de implementar las medidas muy rentables. La medida considera una subvención estatal para la ejecución de las

auditorías energéticas, considerando créditos blandos para la implementación de medidas. Para esta medida, se consideró que aplica a todos los sectores.

5.1.2.10 Medida 10: Inversión en la implementación de sistemas de gestión de la energía en el sector industrial y minero.

Esta medida se refiere a la implementación de sistemas de gestión de la energía, que permitan tener un monitoreo permanente y gerencias de energía al interior de la empresa que establezca políticas de mejora continua en el desempeño energético. Se aplica a todos los sectores.

5.1.2.11 Medida 11: Promoción de la aplicación de un estándar (voluntario) de criterios de eficiencia energética en nuevos proyectos mineros.

Corresponde al establecimiento de metas de eficiencia energética para los nuevos proyectos mineros. Se aplica solamente en el sector de minería.

5.1.2.12 Medida 12: Restricción a la entrada de transformadores mediante estándares mínimos de eficiencia (MEPS).

Implica la obligatoriedad de estándares mínimos de eficiencia para equipos industriales distintos a motores que son comercializados en el país. Se consideran MEPS para transformadores de distribución y para calderas integrales. La medida aplica a todos los sectores.

5.1.2.13 Medida 13: Implementación de sistemas para recuperar excedentes de calor de procesos térmicos, en la industria y minería.

Involucra el desarrollo de un programa para incentivar la recuperación de calor de procesos industriales, con usos de energía térmica. Se plantea como un programa, ya que se buscar


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5

superar las barreras de conocimiento y apoyo técnico que posee la tecnología. Esta medida aplica a toda la industria, particularmente a aquellos sectores con usos térmicos relevantes.

5.1.2.14 Medida 14: Evaluación e impulso de alternativas a la construcción de plantas desaladoras para la minería.

Esta medida busca opciones al uso de agua desalada en procesos mineros. Se buscaba evaluar el potencial de reducción de consumo de agua desalinizada, mediante otros procesos. Esta medida fue descartada en el GCE, y por lo tanto no se modela en el presente informe.

5.1.2.15 Medida 15: Implementación de medidas de eficiencia energética para el transporte en la minería.

Corresponde a la implementación de medidas de eficiencia energética de bajo costo de inversión, para el transporte al interior de las faenas mineras. La medida se aplica específicamente al sector de minería.

5.1.2.16 Medida 16: Fomento a la utilización de combustibles no convencionales de bajas emisiones de GEI para usos térmicos en el sector industrial y minero.

Esta medida implica un incentivo en el futuro, con el objeto de reemplazar el uso de combustibles convencionales por combustibles en desarrollo tales como sintéticos, hidrógeno, otros. Todo esto en la medida que alcance una etapa de madurez tecnológica. Esto se aplica a todos los sectores, particularmente sectores con usos térmicos relevantes.

5.1.2.17 Medida 17: Recuperación de energía potencial de caídas de material en la minería.

Corresponde a la instalación de sistemas que permitan generar electricidad, a través de la recuperación de energía potencial existente en distintos tipos de caídas, tales como correas transportadoras, agua, pulpa, relave y concentrado. La medida se aplica exclusivamente al sector minero.

5.1.3 Modelamiento de Escenarios

Esta parte del informe corresponde a la modelación de los escenarios, siendo evaluados los siguientes escenarios.

En una primera agrupación se encuentran los escenarios base, medio y alto, en los cuales hay una influencia de factores productivos como el PIB y el nivel de actividad de sectores relevantes como el Cobre.

Luego de esto se procedió a agrupar las medidas de mitigación, de acuerdo a distintos criterios determinados por el equipo técnico de MAPS. Estos escenarios corresponden a: Esfuerzo Base, Medio y Alto, Eficiencia Energética, Energía Renovable y 80-20.

5.1.3.1.1 Escenarios Base, Medio y Alto

Estos escenarios corresponden a una combinación de situaciones de PIB bajo, medio y alto, con estimaciones de producción por ejemplo del Cobre, en donde se proyectaron toneladas de cobre en base a estimaciones de retraso de proyectos. Se podría decir que esto generó un escenario bajo, medio y alto, en relación a las probabilidades de ejecución de proyectos, para este sector relevante.

Para todos los efectos del presente informe, el escenario medio presentado a continuación corresponde a la línea base del sector industria y minería.

5.1.3.1.1.1 Consumo de Energía en Escenarios base bajo, medio y alto

La figura siguiente presenta los resultados de consumo para los escenario base alto, medio y bajo para todos los sectores industriales y mineros considerados en el estudio.

Figura 130 Consumo de Energía 2012-2050 Escenarios Base de Sectores Mineros e Industriales (miles TeraCal) Fuente Elaboración Propia

Las tasas medias de crecimiento medias se presentan por escenario y para los periodos 2013-2030, 2031-2050 y para todo el periodo. Se aprecia que en las tasas de crecimiento en el periodo 2013-2030 son tres veces mayores a las del periodo 2031-2050.

Tabla 48 Tasas de Crecimiento Medio de Consumo (%)

2013-2030 2031-2050 2013-2050

Base Alto 2,95% 1,0% 1,96%

Base Medio 2,80% 0,72% 1,73%

Base Bajo 2,66% 0,9% 1,42%


100

120

140

160

180

200

220

240

Base Alto

Base Bajo

Base Medio


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7

5.1.3.1.1.1.1 Resultados de Consumos de Energía de Escenario Base Medio o Línea Base 2013

El consumo por sectores se presenta en la figura siguiente considerando todas las categorías

energéticas. El consumo agregado pasa de 103 mil Teracalorías en 2012 a casi 200 mil Teracalorías en 2050.

Figura 131 Consumo del Escenario Base Medio por Sector (Teracal) Fuente Elaboración Propia

En cuanto a la participación de los sectores en el consumo, se aprecia que los sectores minería e industrias varias son los principales consumidores de energía. A lo largo del periodo la minería representa alrededor del 48% del consumo

mientras que industrias varias un 30%. Por tanto, en promedio, ambos sectores representan casi 78% del consumo en el periodo. Hay que notar que en promedio el cobre es responsable del 84% del consumo de la minería.

Figura 132 Consumo del Escenario Base Medio por Sector (participación %)


0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

2011 2014 2017 2020 2023 2026 2029 2032 2035 2038 2041 2044 2047 2050

[Ter

acal

]

Industrias Varias Petroquímica Pesca Azúcar Cemento Siderurgia Celulosa Minas Varias Salitre Hierro Cobre

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

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80%

90%

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30

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20

48

20

49

20

50

Industrias Varias Petroquímica Pesca Azúcar Cemento Siderurgia

Celulosa Minas Varias Salitre Hierro Cobre


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8

La figura siguiente presenta el consumo por categoría de energético. Se aprecia que la electricidad y los derivados del petróleo representan, en promedio, una cifra cercana al

70%-80%. Sin embargo, la electricidad aumenta su participación de 36% en 2013 a 42% en 2050. Los derivados de petróleo mantienen su participación relativamente constante en cifras en torno al 35% o 36%.

Figura 133 Consumo del Escenario Base Medio por Energético (participación %)


5.1.3.1.1.1.2 Resultados de Consumos de Electricidad

La figura siguiente muestra el consumo eléctrico desagregado por sistema interconectado. En

promedio, el SIC es responsable del 70% del consumo industrial y minero mientras que el SING de casi el 25%. Aysén y Magallanes no llegan a representar el 5%.

Figura 134 Consumo de Electricidad por Sistema Interconectado (GWh)


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049

Carbón y Coque Electricidad Gas Licuado Gas Natural Gasolina Leña y Biomasa Otros Petróleo Renovables

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049

Aysen Magallanes SIC SING

5.1.3.1.1.1.3 Emisiones de Gases Efectos Invernadero – Emisiones Directas

Las emisiones directas de GEI se presentan en la figura siguiente para cada uno de los escenarios

medios considerados. De 21MM de toneladas de 2012 se pasa a 37, 35 y 32 MM ton en 2050 en los escenarios altos, medio y bajo respectivamente.

Figura 135 Emisiones de Gases de Efector Invernadero (Miles Toneladas CO2eq)


5.1.3.1.1.1.4 Escenario de línea base 2013 versus línea base 2007

Al comparar los resultados de la línea base del 2007, versus la del 2013 se pueden apreciar importantes diferencias en los resultados. Estos se atribuyen a dos factores: uno respecto a la disponibilidad de información y lo segundo es referido a un enfoque metodológico distinto. La cantidad de información ha mejorado desde el 2007. En particular, se cuenta con información sectorial más detallada en los balances de energía. Por otra parte, se han publicado estudios de COCHILCO que han permitido caracterizar los consumos con mayor profundidad.

En la línea de base 2007 tampoco resulta factible incluir la crisis sub-prime por considerar sólo información disponible hasta finales de 2006. Este fenómeno efectivamente reduce la demanda de energía de los sectores considerados en este estudio al año 2009. En efecto, el consumo de los sectores industrial y minero cae de 92,6 mil Teracalorías en 2008 a 89,5 mil Teracalorías en 2009. Luego, en 2009 el consumo industrial y

minero cae en más de 3% mientras el producto cae 1%.

Sin embargo se considera que el principal causante de las diferencias se produce por el enfoque metodológico. La línea base 2007 estaba basada principalmente en modelos econométricos, que tienden a crecer exponencialmente a medida que el horizonte de proyección se aleja. Para el caso de la línea base 2013, se priorizó utilizar un modelo más ingenieril que considera elementos como la energía útil, en conjunto con la opinión experta respecto a las tendencias del sector. Así en varios casos se pudo observar que habían sectores en que su nivel de actividad se estaba saturando, como es el caso de la siderurgia y el cemento, por lo que sus emisiones asociadas a procesos térmicos se estabilizan en el futuro.

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

2011 2014 2017 2020 2023 2026 2029 2032 2035 2038 2041 2044 2047 2050

Emis

ion

es

CO

2 [

mile

s to

n]

Base Alto

Base Bajo

Base Medio

Figura 136 Línea base 2013 versus línea base 2007


En la figura siguiente se comparan las emisiones directas por sector entre ambos escenarios para el año 2030. La comparación se presenta como porcentaje y respecto de la línea base 2007. Los resultados muestran que considerando el total de la industria y minería, y al año 2030, la proyección de emisiones 2007 resulta ser 35% mayor que en la línea base 2013. Los sectores cobre, hierro, pesca, papel y celulosa, y petroquímica presentan al 2030 niveles de emisiones menores en línea base 2007. En la minería del cobre las emisiones

son casi 80% mayores en el escenario 2013 al año 2030. Todos estos sectores definen el nivel de actividad a partir de consideraciones de capacidad actual y futura sin considerar explícitamente PIB.

En el resto de los sectores las estimaciones dela línea base 2007 resultan ser significativamente mayores en la línea base 2013. En este caso los sectores industrias varias y cemento definen su nivel de actividad a partir del crecimiento económico.

Figura 137 Comparación Emisiones al 2030 entre LB 2007 y 2030 (% respecto de LB 2007) Fuente: Elaboración Propia

0

10.000.000

20.000.000

30.000.000

40.000.000

50.000.000

60.000.000

70.000.000

80.000.000

90.000.000

2006 2011 2016 2021 2026 2031 2036 2041 2046

Ton

elad

as d

e C

O2

LB 2013

LB 2007

-100% -80% -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100%

Siderurgia

Minas varias

Cemento

Procesos

Industrias varias

Azúcar

Petroquímica

Papel y celulosa

Pesca

Hierro

Cobre

Total


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5.1.3.1.2 Escenarios con medidas de mitigación

Los escenarios fueron construidos a partir de la categorización de las medidas de mitigación según nivel de esfuerzo y criterios discutidos en el GCE6. Los criterios de priorización fueron la factibilidad técnica, factibilidad institucional, y factibilidad financiera.

La agrupación de medidas en cada escenario fueron las siguientes:

Tabla 49 Agrupación de Medidas de Mitigación

Escenario Medidas

Escenario Esfuerzo Base 9, 10, 8, 15

Escenario Esfuerzo Medio

9, 10, 7, 8, 12, 15, 11, 13, 4, 3, 1, 2, 17, 5

Escenario Esfuerzo Alto 9, 10, 7, 8, 12, 15, 11, 13, 4, 3, 1, 2, 17, 5, 6, 16

Escenario Eficiencia Energética

9, 10, 7, 8, 12, 15, 11, 13, 4

Escenario ERNC 1, 2, 3, 17

Escenario ER 1, 2, 3, 17

Escenario 80-20 4, 10, 5, 13


5.1.3.1.2.1 Interacción entre medidas presentes en un mismo escenario

Para las medidas estudiadas debe considerarse que los impactos de estas no se pueden sumar directamente, pues varias de estas medidas se aplican sobre los mismos consumos de energía, existiendo por lo tanto intersecciones en la mitigación que implica la aplicación de una suma de medidas.

Por esta razón las medidas se agrupan acorde a los usos finales de energía sobre los cuales se aplican. Según se presenta a continuación:

5.1.3.1.2.1.1 Medidas que se aplican sobre los consumos mineros:

- Medida 11: Promoción de la aplicación de un estándar (voluntario) de criterios de eficiencia energética en nuevos proyectos mineros. La aplicación de esta medida pueden incluir la aplicación de las medidas 15 y 17 solo para proyectos nuevos.

- Medida 15: Implementación de medidas de eficiencia energética para el transporte en la

minería. Esta medida puede aplicarse en proyectos nuevos a través de la medida 11. Para proyectos existentes es independiente.

- Medida 17: Recuperación de energía potencial de caídas de material en la minería. Esta medida puede aplicarse en proyectos nuevos a través de la medida 11. Para proyectos existentes es independiente.

5.1.3.1.2.1.1.1 Metodología utilizada para la resta entre medidas

Se asume que proyectos como los de las medidas de recuperación de energía cinética y eficiencia en el transporte, serán parte de la medida de aplicación de acuerdos voluntarios para nuevos proyectos mineros. Por lo que se deberá verificar cuánto del ahorro de las medidas de transporte y energía cinética se puede asociar a proyectos nuevos afectos al acuerdo voluntario, y restar ese resultado de las medidas 15 y 17.

5.1.3.1.2.1.2 Medidas que se aplican sobre los consumos de energía térmica del sector industrial

- Medida 3: Inversión en energías renovables para usos térmicos en la industria y minería, nueva y existente. La aplicación de esta medida implica la reducción del uso de combustibles y excedentes de calor asociados a estas tecnologías, afectando las medidas 4 y 13. Corresponde a una medida de reemplazo de los combustibles existentes, siendo alternativas a las medidas 5 y 16. Además la reducción en las emisiones de GEI afectará la medida 6.

- Medida 4: Instalación de cogeneración para plantas existentes. La medida requiere del uso de excedentes de calor asociado al uso de combustibles para la generación eléctrica, por lo que es alternativa a la aplicación de la medida 13. Es complementaria al uso de combustibles como gas natural (medida 5) y biomasa (medida 3). Además la reducción en las emisiones de GEI afectará la medida 6.

- Medida 5: Incentivo al uso de combustibles convencionales de bajas emisiones de GEI. La medida corresponde al reemplazo de


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combustible, por lo que es alternativa a la medidas 3 y 16. La medida es complementaria a las medidas 4 y 13, pues el uso de estos combustibles presenta excedentes de calor utilizables. Además la reducción en las emisiones de GEI afectará la medida 6.

- Medida 6: Instalación de sistemas de captura y almacenamiento de CO2 (CAC) en subsectores de alta intensidad de emisiones de GEI. La medida se aplica sobre combustibles con alto factor de emisión, por lo que al reducir las emisiones de GEI los impactos de la medida se ven afectados, por lo que es alternativa a las medidas: 3, 4, 5, 13 y 16.

- Medida 13: Implementación de sistemas para recuperar excedentes de calor de procesos térmicos, en la industria y minería. La medida requiere del uso de excedentes de calor asociado al uso de combustibles para la generación eléctrica, por lo que es alternativa a la aplicación de la medida 4. Es complementaria al uso de combustibles como gas natural (medida 5) y biomasa (medida 3). Además la reducción en las emisiones de GEI afectará la medida 6.

- Medida 16: Fomento a la utilización de combustibles no convencionales de bajas emisiones de GEI para usos térmicos en el sector industrial y minero. La medida corresponde al reemplazo de combustible, por lo que es alternativa a la medidas 3 y 5. Además la reducción en las emisiones de GEI afectará la medida 6. Se debe considerar que la medida se aplica a partir del año 2025.

5.1.3.1.2.1.2.1 Metodología Utilizada para la resta entre medidas

Las medidas de cambio de combustibles (ERNC térmico y cambio a gas) son alternativas por lo cual debe considerarse alguna resta entre estas. Dado que el potencial de ahorro de energía por la aplicación de biomasa considera únicamente aquellos casos en que existen residuos orgánicos, se restará este potencial directamente del potencial de cambio a gas natural. Para el caso de ahorro de energía por la aplicación de energía solar térmica, se considerará la preferencia de

esta por sobre el cambio a gas natural, por lo que también será restado del potencial de cambio a gas natural.

Las medidas de cogeneración y recuperación de calor son complementarias con las medidas de cambio de combustible, sin embargo son alternativas entre sí. Por lo tanto no se considerará resta de impacto entre estas medidas y las medidas de cambio de combustible, pues tanto el uso de biomasa, como el uso de gas natural se complementan con la recuperación de calor, tanto para uso directo como para cogeneración. Para la resta entre ambas medidas (recuperación de calor y cogeneración) se considerará que aquellos proyectos con demandas mayores a 4500 horas preferirán cogenerar, mientras que otros preferirán solo recuperar calor para uso directo.

La medida de captura de CO2 se aplica sobre usos de alta intensidad de emisiones, particularmente para aquellos usos de hornos de alta temperatura, los cuales también tienen impactos asociados al cambio de combustible a gas natural. Para realizar la resta se identificará el potencial de cambio a gas natural asociado al uso de hornos de alta temperatura y será restado del potencial de captura de CO2.

El potencial de cambio a hidrógeno es menor al de otras medidas por entrar solo los últimos años de estudio, por lo que no se consideran restas para este.

5.1.3.1.2.1.3 Medidas que se aplican sobre usos de electricidad en motores

- Medida 7: Recambio de motores eléctricos en el sector industrial y minero. Si bien corresponde al uso de motores, la medida se aplica para forzar el recambio de motores existentes, por lo que no afecta a la medida 8.

- Medida 8: Restricción a la entrada de motores eléctricos ineficientes, mediante estándares mínimos de eficiencia (MEPS). Si bien corresponde al uso de motores, la medida se aplica sobre la entrada de motores nuevos, por lo que no afecta a la medida 7.


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No se considera resta entre las medidas pues una se aplica a motores nuevos y otra a motores instalados. Sin embargo se considera la aplicación secuencial de ambas, aplicando el recambio durante un período de 5 años, y posteriormente solo MEPS.

5.1.3.1.2.1.4 Medidas asociadas a la generación eléctrica

- Medida 1: Desarrollo de proyectos de autogeneración de energía eléctrica con ERNC en plantas industriales y mineras. Sobre una misma planta, la medida es alternativa a la medida 2 y en casos particulares podría ser complementaria a las medidas 4 y 17, sin embargo se considera poco probable la combinación de más de una medida en una misma planta.

- Medida 2: Impulso de la industria minera a proyectos de generación eléctrica con ERNC en el mercado eléctrico y contabilización de reducciones en la industria y minería. Sobre una misma planta, la medida es alternativa a la medida 1 y en casos particulares podría ser complementaria a las medidas 4 y 17, sin embargo se considera poco probable la combinación de más de una medida en una misma planta.

- Medida 4: Instalación de cogeneración para plantas existentes. En casos particulares podría ser complementaria a las medidas 1, 2 y 17, sin embargo se considera poco probable la combinación de más de una medida en una misma planta.

- Medida 17: Recuperación de energía potencial de caídas de material en la minería. En casos particulares podría ser complementaria a las medidas 1, 2 y 4, sin embargo se considera poco probable la combinación de más de una medida en una misma planta.


Se asume que las medidas de cogeneración y de recuperación de energía potencial se llevarán a cabo con mayor prioridad a las medidas de generación eléctrica, por lo que los impactos de éstas se restarán de los casos de autogeneración o impulso de proyectos.

En cuanto a las medidas de autogeneración y de impulso de proyectos, si bien ambas podrían realizarse de forma complementaria, se asumirá que una empresa decidirá invertir en uno u otro proyecto de forma alternativa, y en ningún caso invertirá en ambos.

5.1.3.1.2.1.5 Medidas que agrupan a otras medidas

- Medida 9: Impulso al uso eficiente de la energía en la industria, a través de la realización de auditorías energéticas y aplicación de las medidas de eficiencia energética detectadas. A través de esta medida pueden aplicarse las medidas: 1, 3, 4, 7, 13. El pack de medidas considerado en esta corresponde al mismo pack considerado en la medida 10.

- Medida 10: Inversión en la implementación de sistemas de gestión de la energía en el sector industrial y minero. A través de esta medida pueden aplicarse las medidas: 3, 7, 13 y 15. El pack de medidas considerado en esta corresponde al mismo pack considerado en la medida 9.

- Medida 11: Promoción de la aplicación de un estándar (voluntario) de criterios de eficiencia energética en nuevos proyectos mineros. A través de esta medida pueden aplicarse las medidas: 1, 15, 17, sólo sobre nuevos proyectos mineros.


Para el caso de la medida de acuerdos voluntarios para nuevos proyectos mineros, se estimará para las medidas que se intersectan, el impacto asociado a la aplicación de acuerdos voluntarios para nuevos proyectos mineros y será restado.


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Para la intersección existente entre la medida de auditorías energéticas y la medida de sistemas de gestión de la energía, se considerará que durante los primeros 15 años de aplicación, a la medida de auditorías energéticas se asociarán principalmente las medidas de cambios y mejoras tecnológicas, mientras que a los sistemas de gestión de la energía se asociarán a medidas operacionales. Posteriormente los sistemas de gestión irán reemplazando gradualmente a la aplicación de auditorías energéticas, conteniendo los resultados de éstas, con excepción de los casos de empresas energo-intensivas quienes deberán seguir realizando auditorías de forma obligatoria.

La aplicación de medidas tecnológicas incluirá además a medidas de recambio de motores y de recuperación de calor directo, por lo que se esperará que estas medidas sean afectadas por la aplicación de auditorías, por lo que se propone restar en estos casos un tercio de los impactos durante el período de realización de auditorías (siguiendo el caso del PNAEE).

5.1.3.1.2.1.6 Resumen de restas de cada medida

A continuación se presenta un resumen de la forma en que se resta el potencial de cada medida, en caso de coexistir en un mismo escenario con otra que afecta su potencial. Se presentan únicamente las medidas que tendrán restas, el resto de las medidas no se verán afectadas.

Tabla 50 Interacción entre medidas consideradas en la modelación

Medida Resta

Medida de impulso a proyectos ERNC

100% Potencial Impulso a proyectos ERNC – 50% Potencial Autogeneración con ERNC

Medida cogeneración % Cogeneración asociado a empresas con operación mayor a 4500 horas.

Medida cambio a gas natural

100% Cambio a gas natural – 100% ERNC térmico - %cambio gas natural asociado a hornos de alta temperatura (captura CO2) – 100% cambio a hidrógeno.

Medida Auditorías Años 1 a 15: 100% Auditorías - % auditorías asociado a medidas operacionales. Años 15 en adelante, Empresas energo-intensivas: 100% Auditorías - % auditorías asociado a medidas operacionales. Años 15 en adelante otras empresas: 100% auditorías - % Sistemas de gestión de la energía (desde 0 a 100% en 15 años)

Medida Sistemas de gestión de la energía

Años 1 a 15: 100% SGE - % asociado a medidas tecnológicas Años 15 en adelante, empresas energo-intensivas: 100% SGE - % asociado a medidas tecnológicas Años 15 en adelante, otras empresas: 100% Sistemas de gestión de la energía - % Auditorías (desde 100% a 0% en 15 años)

Medida Recuperación de calor

100% Recuperación de calor - 100% calor recuperado para cogeneración - % Auditorías asociadas a recuperación de calor.

Medida transporte minería 100% transporte minería - % asociado a proyectos mineros nuevos afectos a auditorías.

Medida energía relaves minería

100% Autogeneración con energía cinética de relaves - % asociado a proyectos mineros nuevos afectos a auditorías.



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ina1

05

5.1.3.1.2.2 Resultados de escenarios – todos juntos En el gráfico a continuación se puede observar un resumen de todos los escenarios de simulación, que se presentarán en detalle a continuación. Se puede observar que en caso más optimista, el cual corresponde al escenario de esfuerzo alto las emisiones directas anuales se reduce de 35,5MM tCO2 a casi 28,7MM tCO2eq.

Cabe indicar que el esfuerzo base, representa una importante reducción de emisiones, llegando a casi 32MM anuales, desde un valor de línea base de 35MMtCO2eq, para el año 2050. Con respecto al año 2030, esta reducción llega a 30MMtCO2eq.

Figura 138 Todos los escenarios versus línea base emisiones directas Fuente: Elaboración propia

20.000.000

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50

LB 2013 Esfuerzo Base Esfuerzo Medio Esfuerzo Alto EE ERNC 80-20

2% (2%)

5.1.3.1.2.3 Resultados de escenarios de Esfuerzo Base, Medio y Alto

Estos escenarios corresponden a distintos esfuerzos de implementación, de acuerdo a lo indicado por el GCE. En estos escenarios se puede observar que en las emisiones directas, los escenarios de esfuerzo medio y alto son bastante

parecidos, debido a que solamente dos medidas son agregadas en el escenario de esfuerzo alto.

En conjunto con este gráfico, se detalla a continuación los escenarios en términos económicos, de emisiones y el detalle de cada una de las medidas de mitigación que forman parte de él.

Figura 139 Escenarios de Esfuerzo Base, Medio y Alto versus línea base emisiones directas Fuente: Elaboración propia

20.000.000

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24.000.000

26.000.000

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30.000.000

32.000.000

34.000.000

36.000.000

2013 2016 2019 2022 2025 2028 2031 2034 2037 2040 2043 2046 2049

LB 2013 Esfuerzo Base Esfuerzo Medio Esfuerzo Alto

2% (2%)


Pág

ina1

07

5.1.3.1.2.3.1 Detalle de Escenario Esfuerzo Base

Este escenario contempla medidas que se consideraron como de esfuerzo base, es decir aquellas cuyas barreras de implementación y financieras son menores que el resto de las medidas.

Los costos de abatimiento por tonelada de CO2 (incluyendo las indirectas), es de:

-627USD/tonCO2 para una tasa del 1%, -352 USD/tonCO2 para una tasa del 3% y -57 USD/tonCO2 para una tasa del 10%.

Tabla 51 Resultados por medida de mitigación para el escenario Esfuerzo Base


5.1.3.1.2.3.2 Detalle de Escenario Esfuerzo Medio

Este escenario contempla medidas de esfuerzo base más aquellas de esfuerzo medio. Como se puede observar, aquellas medidas del esfuerzo base al interactuar con el medio reducen su potencial.

Los costos de abatimiento por tonelada de CO2 (incluyendo las indirectas), es de: -425 USD/tonCO2 para una tasa del 1%, -235 USD/tonCO2 para una tasa del 3% y -34 USD/tonCO2 para una tasa del 10%.

Tabla 52 Resultados por medida de mitigación para el escenario Esfuerzo Medio


Tipo medida MedidaVNP Capex+Opex

(3%) (MM US$)

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

Esfuerzo Base M9: Auditorías -$11.129 0,41 1,35 1,61 1,67 0,27 0,84 0,91 0,89 0,14 0,51 0,70 0,78

Esfuerzo Base M10: Sistemas de Gestión -$8.979 0,62 1,63 1,28 1,13 0,47 1,17 0,82 0,67 0,15 0,46 0,46 0,46

Esfuerzo Base M8: MEPS Motores -$680 0,16 0,20 0,17 0,16 0,16 0,20 0,17 0,16 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Base

M15: EE Transporte

Minería -$34.491 0,48 1,93 2,68 2,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,48 1,93 2,68 2,70

-$55.279 1,67 5,10 5,73 5,65 0,90 2,21 1,90 1,72 0,77 2,90 3,83 3,93

Reducción de emisiones

directas e indirectas

(MMtonCO2e)


indirectas

(MMtonCO2e)


directas (MMtonCO2e)

Resultado del Escenario (simulación)


(3%) (MM US$)

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050




Esfuerzo Base M15: EE Transporte Minería -$35.788 0,48 1,93 2,67 2,69 0,00 0,00 0,00 0,00 0,48 1,93 2,67 2,69

-$48.946 1,18 3,81 4,72 4,76 0,53 1,28 1,25 1,19 0,65 2,53 3,47 3,57

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

Esfuerzo Medio M7: Recambio de Motores -$225 0,03 0,08 0,06 0,05 0,03 0,08 0,06 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M13: Recuperación Calor -$2.753 0,07 0,15 0,23 0,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,15 0,23 0,29

Esfuerzo Medio M4: Cogeneración $644 0,13 0,47 0,73 0,87 0,17 0,52 0,77 0,98 -0,04 -0,05 -0,04 -0,11

Esfuerzo Medio M3: ERNC Térmico -$5.454 0,31 0,65 0,82 0,92 0,00 0,00 0,00 0,00 0,31 0,65 0,82 0,92

Esfuerzo Medio M11: EE Nuevos Proyectos Min. -$12.497 0,28 1,34 2,25 1,04 0,15 0,72 1,21 0,56 0,13 0,62 1,04 0,48

Esfuerzo Medio M12: MEPS Transformadores y Calderas -$695 0,12 0,37 0,45 0,49 0,12 0,37 0,45 0,49 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M1: Impulso ERNC Eléctrico Autogeneración -$678 0,13 0,73 1,20 1,55 0,13 0,73 1,20 1,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M2: Impulso Proyectos Eléctricos -$108 0,03 0,70 1,18 1,80 0,03 0,70 1,18 1,80 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M17: Recuperación Energía Potencial $1.563 0,05 0,11 0,16 0,20 0,05 0,11 0,16 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M5: Combustibles Bajas Emisiones -$2.920 0,18 0,28 0,21 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,18 0,28 0,21 0,11

-$23.123 1,34 4,89 7,30 7,32 0,69 3,24 5,04 5,63 0,64 1,65 2,27 1,69

-$72.070 2,52 8,71 12,02 12,07 1,22 4,52 6,29 6,82 1,29 4,19 5,73 5,25Resultado del Esfuerzo Base + Medio (simulación)

Reducción de

emisiones directas e

Reducción de

emisiones indirectas

Reducción de

emisiones directas

Resultado del Esfuerzo Base (simulación)

Resultado del Esfuerzo Medio (simulación)

5.1.3.1.2.3.3 Detalle de Escenario Esfuerzo Alto

Este escenario recoge los dos escenarios anteriores, al cual se le agrega dos medidas de mitigación de esfuerzo alto. La diferencia entre este escenario y el anterior es pequeño, dado que las medidas de esfuerzo alto son solamente dos y con un bajo impacto.

Los costos de abatimiento por tonelada de CO2 (incluyendo las indirectas), es de: -426 USD/tonCO2 para una tasa del 1%, -234 USD/tonCO2 para una tasa del 3% y -33USD/tonCO2 para una tasa del 10%.

Tabla 53 Resultados por medida de mitigación para el escenario Esfuerzo Alto



(3%) (MM US$)

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050




Esfuerzo Base M15: EE Transporte Minería -$35.788 0,48 1,93 2,67 2,69 0,00 0,00 0,00 0,00 0,48 1,93 2,67 2,69

-$48.946 1,18 3,81 4,72 4,76 0,53 1,28 1,25 1,19 0,65 2,53 3,47 3,57

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

Esfuerzo Medio M7: Recambio de Motores -$225 0,03 0,08 0,06 0,05 0,03 0,08 0,06 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M13: Recuperación Calor -$2.753 0,07 0,15 0,23 0,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,15 0,23 0,29

Esfuerzo Medio M4: Cogeneración $644 0,13 0,47 0,73 0,87 0,17 0,52 0,77 0,98 -0,04 -0,05 -0,04 -0,11

Esfuerzo Medio M3: ERNC Térmico -$5.454 0,31 0,65 0,82 0,92 0,00 0,00 0,00 0,00 0,31 0,65 0,82 0,92

Esfuerzo Medio M11: EE Nuevos Proyectos Min. -$12.497 0,28 1,34 2,25 1,04 0,15 0,72 1,21 0,56 0,13 0,62 1,04 0,48

Esfuerzo Medio M12: MEPS Transformadores y Calderas -$695 0,12 0,37 0,45 0,49 0,12 0,37 0,45 0,49 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M1: Impulso ERNC Eléctrico Autogeneración -$678 0,13 0,73 1,20 1,55 0,13 0,73 1,20 1,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M2: Impulso Proyectos Eléctricos -$108 0,03 0,70 1,18 1,80 0,03 0,70 1,18 1,80 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M17: Recuperación Energía Potencial $1.563 0,05 0,11 0,16 0,20 0,05 0,11 0,16 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Medio M5: Combustibles Bajas Emisiones -$2.920 0,18 0,28 0,21 0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,18 0,28 0,21 0,11

-$23.123 1,34 4,89 7,30 7,32 0,69 3,24 5,04 5,63 0,64 1,65 2,27 1,69

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

Esfuerzo Alto M16: Nuevos Combustibles -$1.985 0,00 0,10 0,15 0,16 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,10 0,15 0,16

Esfuerzo Alto M6: Captura de CO2 $321 0,00 0,09 0,21 0,30 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,09 0,21 0,30

-$1.663 0,00 0,19 0,36 0,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,19 0,36 0,46

-$73.733 2,52 8,90 12,38 12,54 1,22 4,52 6,29 6,82 1,29 4,38 6,09 5,72Resultado del Esfuerzo Base + Medio + Alto (simulación)

Reducción de


Reducción de


Reducción de

emisiones directas

Resultado del Esfuerzo Base (simulación)

Resultado del Esfuerzo Medio (simulación)

Resultado del Esfuerzo Alto (simulación)

5.1.3.1.2.4 Escenario Eficiencia Energética

Este escenario contempla medidas de eficiencia energética, como bien lo indica su nombre. Este es uno de los escenarios con mayores reducciones.

5.1.3.1.2.4.1 Detalle de Escenario EE

Los costos de abatimiento por tonelada de CO2 (incluyendo las indirectas), es de:

-541USD/tonCO2 para una tasa del 1%, -300 USD/tonCO2 para una tasa del 3% y -46 USD/tonCO2 para una tasa del 10%.

Tabla 54 Resultados por medida de mitigación para el escenario EE


Figura 140 Escenario EE versus línea base emisiones directas


Tipo medida MedidaVNP Capex+Opex (3%) (MM

US$)

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

EE M9: Auditorías -$11.129 0,41 1,35 1,61 1,67 0,27 0,84 0,91 0,89 0,14 0,51 0,70 0,78

EE M10: Sistemas de Gestión -$1.349 0,13 0,34 0,27 0,24 0,10 0,25 0,17 0,14 0,03 0,10 0,10 0,10

EE M8: MEPS Motores -$680 0,16 0,20 0,17 0,16 0,16 0,20 0,17 0,16 0,00 0,00 0,00 0,00

EE M15: EE Transporte Minería -$35.788 0,48 1,93 2,67 2,69 0,00 0,00 0,00 0,00 0,48 1,93 2,67 2,69

EE M7: Recambio de Motores -$225 0,03 0,08 0,06 0,05 0,03 0,08 0,06 0,05 0,00 0,00 0,00 0,00

EE M13: Recuperación Calor -$2.753 0,07 0,15 0,23 0,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,15 0,23 0,29

EE M4: Cogeneración $644 0,13 0,47 0,73 0,87 0,17 0,52 0,77 0,98 -0,04 -0,05 -0,04 -0,11

EE M11: EE Nuevos Proyectos Mineros -$12.497 0,28 1,34 2,25 1,04 0,15 0,72 1,21 0,56 0,13 0,62 1,04 0,48

EE M12: MEPS Transformadores y Calderas -$695 0,12 0,37 0,45 0,49 0,12 0,37 0,45 0,49 0,00 0,00 0,00 0,00

-$64.472 1,81 6,23 8,44 7,49 1,01 2,98 3,74 3,26 0,80 3,25 4,70 4,23

Reducción de


indirectas

(MMtonCO2e)

Reducción de


(MMtonCO2e)

Reducción de

emisiones directas

(MMtonCO2e)

Resultado de EE(simulación)

20.000.000

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26.000.000

28.000.000

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34.000.000

36.000.000

2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045 2047 2049

Ton

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O2

2% (2%)


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10

5.1.3.1.2.5 Escenario ER y ERNC

Las medidas para estos dos escenarios son las mismas, por lo que se procederán a presentar en conjunto. Esta medida involucra la generación de electricidad y de consumo térmico a partir de fuentes renovables, como el caso solar y de biomasa.

5.1.3.1.2.5.1 Detalle de Escenario ER

Los costos de abatimiento por tonelada de CO2 (incluyendo las indirectas), es de: -100 USD/tonCO2 para una tasa del 1%, -55USD/tonCO2 para una tasa del 3% y -6 USD/tonCO2 para una tasa del 10%.

Tabla 55 Resultados por medida de mitigación para el escenario ERNC-ER


Figura 141 Escenario ERNC y ER versus línea base emisiones directas Fuente: Elaboración propia

Tipo medida MedidaVNP Capex+Opex (3%)

(MM US$)

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

Esfuerzo Base M1: Impulso ERNC Autogeneración -$678 0,13 0,73 1,20 1,55 0,13 0,73 1,20 1,55 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Base M2: Impulso Proyectos Eléctricos -$108 0,03 0,70 1,18 1,80 0,03 0,70 1,18 1,80 0,00 0,00 0,00 0,00

Esfuerzo Base M3: ERNC Térmico -$5.454 0,31 0,65 0,82 0,92 0,00 0,00 0,00 0,00 0,31 0,65 0,82 0,92

Esfuerzo Base M17: Recuperación Energía Potencial $1.563 0,05 0,11 0,16 0,20 0,05 0,11 0,16 0,20 0,00 0,00 0,00 0,00

-$4.677 0,53 2,20 3,37 4,47 0,22 1,54 2,55 3,56 0,31 0,65 0,82 0,92

Reducción de


indirectas

Reducción de


(MMtonCO2e)

Reducción de

emisiones directas

(MMtonCO2e)

Resultado del Escenario (simulación)

20.000.000

22.000.000

24.000.000

26.000.000

28.000.000

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Ton

elad

as d

e C

O2

2% (2%)

5.1.3.1.2.6 Escenario 80-20

Este escenario corresponde a la selección de aquellas medidas que poseían las mayores reducciones asociadas. Sin embargo, como se observará a continuación su efecto fue limitado debido a que hubo modificaciones de la línea base y además se tomó en cuenta los efectos entre las medidas, lo que provocó que el potencial de la medida se redujera considerablemente.

5.1.3.1.2.6.1 Detalle de Escenario 80-20

Los costos de abatimiento por tonelada de CO2 (incluyendo las indirectas), es de: -329 USD/tonCO2 para una tasa del 1%, -187 USD/tonCO2 para una tasa del 3% y -29 USD/tonCO2 para una tasa del 10%.

Tabla 56 Resultados por medida de mitigación para el escenario 80-20


Figura 142 Escenario 80-20 versus línea base emisiones directas Fuente: Elaboración propia

Tipo medida Medida

VNP

Capex+Opex

(3%) (MM US$)

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

80-20 M4: Cogeneración $644 0,13 0,47 0,73 0,87 0,17 0,52 0,77 0,98 -0,04 -0,05 -0,04 -0,11

80-20 M10: Sistemas de Gestión -$8.979 0,62 1,63 1,28 1,13 0,47 1,17 0,82 0,67 0,15 0,46 0,46 0,46

80-20 M5: Combustibles Bajas Emisiones -$4.069 0,19 0,32 0,28 0,18 0,00 0,00 0,00 0,00 0,19 0,32 0,28 0,18

80-20 M13: Recuperación Calor -$2.753 0,07 0,15 0,23 0,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,07 0,15 0,23 0,29

-$15.157 1,01 2,58 2,52 2,47 0,64 1,69 1,60 1,65 0,37 0,88 0,93 0,82

Reducción de


indirectas

Reducción de


(MMtonCO2e)

Reducción de

emisiones directas

(MMtonCO2e)

Resultado del 80-20 (simulación)

20.000.000

22.000.000

24.000.000

26.000.000

28.000.000

30.000.000

32.000.000

34.000.000

36.000.000

2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039 2041 2043 2045 2047 2049

Ton

elad

as d

e C

O2

2% (2%)


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ina1

13

6 Conclusiones En esta sección se entregan conclusiones generales sobre los resultados obtenidos, conclusiones de política generales y sobre la necesidad de notar la existencia de incertidumbre para una correcta interpretación de estos resultados.

En este estudio se construye una línea base de emisiones que de un nivel de 21 MM de ton en 2012 pasa a 31 MM de toneladas en 2030 y a 35 MM de toneladas en 2030. Es decir en el periodo 2012-2030, las emisiones crecen a una tasa media anual de 2,3% mientras que ésta cae a un valor poco mayor a 0,5% en el periodo 2031-2050. La tasa media de crecimiento en todo el horizonte bajo estudio es de 1,3%. El análisis detallado de emisiones indirectas es una tarea pendiente y que en una próxima fase utilizará los resultados

conjuntos de los sectores industriales y minero, y de generación eléctrica, lo cual permitirá tener una mirada más completa de la situación del sector.

Con el propósito de revertir, o al menos reducir, el crecimiento de las emisiones es que se analizan distintos escenarios de mitigación que combinan distintos grupos de medidas. El cuadro siguiente presenta la reducción porcentual de emisiones en el año 2050 de cada escenario relativa a la base y la reducción acumulada entre 2012 y 2050 respecto del escenario base. Cabe destacar que estas cifras sólo consideran las emisiones directas.

Tabla 57 Resumen de Abatimiento considerando Emisiones Directas (% de reducción respecto de Línea Base)

Escenario

Abatimiento en año 2050

Abatimiento Acumulado 2012-2050

Esfuerzo Base 11 8

Esfuerzo Medio 17 13

Esfuerzo Alto 19 13

ERNC 3 2

EE 14 10


Se aprecia que los escenarios medio y alto coinciden con el nivel de abatimiento acumulado. Destaca también aquellas medidas asociadas únicamente a eficiencia energética, por su alto nivel de mitigación. No es de extrañarse que en los escenarios de esfuerzos (base, medio y alto) dominen las medidas asociadas a eficiencia energética.

La evaluación económica de los escenarios de mitigación de emisiones de GEI entrega resultados prometedores. Cada escenario arroja costos de abatimiento unitarios negativos. Es decir, en promedio en cada escenario, se genera un ahorro por cada tonelada de emisión abatida. Los resultados de esta evaluación se presentan en el cuadro siguiente.

Tabla 58 Resumen de Resultados de Escenarios.

Escenario VPN (3%) (MMUS$)

Total de Emisiones Reducidas 2013-2050

(MM ton)

Costo de Abatimiento (3%)

Esfuerzo Base -55.279 96 -352

Esfuerzo Medio -72.070 146 -235

Esfuerzo Alto -73.733 153 -234

ERNC -4.677 23 -55

EE -64.472 115 -300


El escenario de esfuerzo base resulta en aquel abatimiento más costo efectivo. Le siguen las reducciones asociadas, a la eficiencia energética que confirma la conveniencia de encontrar posibilidades de eficiencia en los consumos de energía. Por el contrario, y a pesar de generar un ahorro, las toneladas reducidas en el escenario ERNC resultan ser aquellas con mayor costo.

Los resultados de este estudio están en la línea de numerosos estudios tanto nacionales como internacionales: La gestión de demanda de energía (y eficiencia energética) resulta ser la estrategia más costo-efectiva de mitigación en la demanda energética de los sectores productivos. Es importante aclarar que en este concepto, la eficiencia energética se entiende en su versión más amplia ya que, por ejemplo, la sustitución de un combustible también se considera eficiencia energética en la medida que se pase a un energético más eficiente (por ejemplo, de carbón a electricidad).

En efecto, estos resultados sugieren que la mitigación, generalmente asociada a eficiencia energética, conlleva beneficios sociales. Es decir, sin considerar los costos externos asociados al cambio climático y otros co-beneficios ambientales resulta rentable mitigar en la industria y minería. Se aprecia que en términos agregados el escenario con menor VPN de costos es el escenario Medio por lo que éste sería el escenario que reportaría mayor beneficio social.

Para analizar qué lleva a que las medidas de eficiencia energética no se lleven a cabo, se realiza una primera comparación muy simple que consiste en comparar los resultados con tasa de descuento (r) de 3% y 10%. La tasa de 3% puede entenderse como una tasa de descuento social para proyectos largos mientras que la del 10% una tasa más cercana a las pretensiones de rentabilidad de un sector. Estos resultados se presentan en el cuadro siguiente:

Resumen de Resultados de Escenarios.

Escenario r=3% r=10%

Esfuerzo Base -352 -57

Esfuerzo Medio -235 -34

Esfuerzo Alto -234 -33

ERNC -55 -6

EE -300 -46


En todos los casos, los escenarios arrojan costos negativos para ambas tasas de descuento16. Esto significa que es altamente posible que muchas de las medidas evaluadas efectivamente resulten rentables desde la perspectiva privada. En un contexto perfectamente competitivo esperaríamos entonces que estas medidas se realicen.

Estos resultados no dejan de plantear preguntas cruciales para una confección de política pública robusta. Esto porque los beneficios de la mitigación (mayor eficiencia) no se están

16 Es posible inferir que al emplearse la tasa descuento

social de Chile (6%) estos valores también resultarían negativos.

aprovechando del todo. Es posible que las metodologías de cálculo empleadas no capturen los potenciales reales de abatimiento ni costos asociados. Sin embargo, muy posiblemente, existen barreras de distinta índole que impiden que medidas costo efectivas se concreten lo que pone mayores desafíos al regulador. En general, las barreras a las medidas de mitigación deben analizarse en el contexto particular de cada país, su cultura e institucionalidad. Lo mismo ocurre con las soluciones que se puedan diseñar para superarlas.

En general, hay consenso respecto de la existencia de numerosas barreras que continúan retrasando la concreción de medidas de gestión de demanda de energía (incluyendo eficiencia energética) y de ERNC. Entre las barreras tradicionales se destacan:


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15

- Barreras de mercado debidas a la asimetría de

la información, la estructura de mercado y las

distorsiones de precios, todos ellos factores

que desincentivan la inversión y resultan en

elevados costos de desarrollo de proyectos.

- Barreras financieras, que incluyen costos de

inversión altos, operaciones de alto riesgo y

costos adicionales de transacción,

desconocimiento de las ventajas financieras

por parte de las instituciones financieras, falta

de productos ideados para financiar prácticas

y tecnologías eficientes, escasa información

sobre las ventajas de alternativas tecnológicas

y de gestión como base para tomar decisiones

de inversión.

- Barreras de información y difusión, que

incluyen la falta de información y

conocimientos suficientes por parte de los

consumidores para adoptar decisiones

racionales de consumo e inversión.

- Barreras normativas e institucionales que no

entregan los incentivos correctos para

promover inversiones en eficiencia energética

en vez de generación de energía y la ausencia

de normas claras que apoyen las inversiones

por el lado de la demanda.

- Barreras técnicas, incluidos el elevado precio

de las nuevas tecnologías eficientes en

energía adaptadas a las condiciones locales, la

necesidad de conocimientos y capacidad en

las instituciones financieras para poder

estructurar atractivas inversiones en

eficiencia energética y el desconocimiento de

las ventajas de adoptar tecnologías eficientes

en energía.

Los resultados del estudio resultan ser muy atractivos ya que revelarían que es beneficioso mitigar en los sectores productivos. Sin embargo, las cifras, que sin duda entregan luces de la costo efectividad relativa de los escenarios y medidas, contienen numerosas y grandísimas fuentes de incertidumbre. Por otra parte, la modelación tiene limitaciones que es necesario considerar a la hora de usar estas cifras en la toma de decisiones. Ejemplos de fuentes de incertidumbre que pueden modificar de manera sustantiva estos resultados incluyen:

- Costos futuros de inversión de las tecnologías.

- Precios de los combustibles.

- Elasticidades precio.

- Crecimiento económico.

- Disponibilidad de recursos fósiles.

- Desarrollo tecnológico, innovación y nuevas

tecnologías.

- Preferencias futuras

- Aumentos de productividad.


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16

7 ANEXO 1: Datos Relevantes

7.1 Precio de combustibles Tabla 59 Tabla Combustibles

AÑO DIESEL CLP/LT

GAS NATURAL CLP/M3

GASOLINA CLP/LT

CARBÓN USD/TON

ELECTRIDAD SIC

USD/MWh

ELECTRIDAD SING

USD/MWh

2013 544 640 559 68 121 106

2014 569 634 581 69 121 106

2015 594 628 602 69 119 104

2016 619 622 623 70 117 102

2017 645 616 645 71 115 99

2018 670 609 666 71 113 97

2019 695 603 687 72 112 94

2020 720 597 709 72 110 92

2021 746 591 730 73 108 90

2022 771 585 751 73 106 87

2023 796 578 773 74 104 85

2024 821 572 794 75 102 82

2025 846 566 815 75 100 80

2026 872 560 837 76 98 78

2027 897 554 858 76 96 75

2028 922 548 879 77 94 73

2029 947 541 901 78 92 70

2030 972 535 922 78 90 68

2031 1012 531 955 79 88 66

2032 1054 526 990 80 96 74

2033 1099 522 1026 80 89 68

2034 1147 517 1065 81 85 65

2035 1197 513 1107 82 87 67

2036 1251 509 1150 83 96 73

2037 1308 505 1196 83 97 72

2038 1368 501 1245 84 87 67

2039 1432 496 1296 85 76 63

2040 1499 492 1350 86 72 60

2041 1570 488 1407 86 81 65

2042 1646 484 1467 87 67 58

2043 1727 480 1531 88 61 56

2044 1813 476 1599 89 61 56

2045 1905 472 1672 90 62 57

2046 2003 468 1748 90 73 62

2047 2106 464 1829 91 87 70

2048 2215 460 1915 92 78 64

2049 2331 456 2004 93 72 61

2050 2453 452 2098 94 61 57

Fuente: Elaboración propia en base a datos de equipo MAPS


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17

7.2 PIB Mundial y Regionales Tabla 60 Tabla PIB

AÑO PIB NACIONAL (MILES CLP AL

2013) LÍNEA BASE

PIB III REGIÓN

(MILES CLP AL 2013)

LÍNEA BASE

PIB USA (MILLONES CLP AL 2013)

PIB EUROPA (MILLONES CLP AL 2013)

PIB ASIA CHINA (MILLONES CLP AL 2013)

2013 115.457.838 2.693.223 15,245,305,980,000 2,671,865,320,000 5,200,580,260,000

2014 121.230.730 2.495.886 15,580,729,820,000 2,733,942,940,000 5,587,913,880,000

2015 127.171.036 2.212.246 15,682,377,760,000 2,809,246,760,000 5,565,643,420,000

2016 133.148.075 2.333.919 15,900,913,650,000 2,877,937,480,000 5,748,174,990,000

2017 139.139.738 2.462.531 16,119,449,540,000 2,946,628,200,000 5,930,706,570,000

2018 145.261.887 2.591.939 16,365,256,060,000 3,062,936,120,000 6,194,851,700,000

2019 151.508.148 2.724.386 16,611,062,580,000 3,179,244,040,000 6,458,996,830,000

2020 157.871.490 2.860.871 16,856,869,100,000 3,295,551,960,000 6,723,141,970,000

2021 164.344.221 2.999.759 17,102,675,620,000 3,411,859,880,000 6,987,287,100,000

2022 170.917.990 3.144.028 17,348,482,130,000 3,528,167,810,000 7,251,432,230,000

2023 177.583.792 3.290.368 17,613,030,250,000 3,703,996,900,000 7,537,761,680,000

2024 184.331.976 3.440.228 17,877,578,370,000 3,879,826,000,000 7,824,091,140,000

2025 191.152.259 3.593.813 18,142,126,480,000 4,055,655,100,000 8,110,420,590,000

2026 198.033.740 3.752.971 18,406,674,600,000 4,231,484,200,000 8,396,750,040,000

2027 204.964.921 3.914.133 18,671,222,710,000 4,407,313,290,000 8,683,079,490,000

2028 211.933.728 4.078.689 18,955,941,390,000 4,597,581,030,000 9,141,088,960,000

2029 219.033.508 4.246.898 19,240,660,060,000 4,787,848,760,000 9,599,098,440,000

2030 226.261.614 4.418.644 19,525,378,730,000 4,978,116,500,000 10,057,107,910,000

2031 233.615.116 4.593.796 19,810,097,400,000 5,168,384,230,000 10,515,117,380,000

2032 241.090.800 4.771.754 20,094,816,070,000 5,358,651,970,000 10,973,126,850,000

2033 248.685.160 4.952.308 20,401,243,210,000 5,548,919,700,000 11,431,136,320,000

2034 256.394.400 5.132.077 20,707,670,350,000 5,739,187,440,000 11,889,145,790,000

2035 264.214.430 5.315.480 21,014,097,490,000 5,929,455,170,000 12,347,155,260,000

2036 272.140.862 5.499.054 21,320,524,630,000 6,119,722,910,000 12,805,164,730,000

2037 280.169.018 5.677.774 21,626,951,760,000 6,309,990,640,000 13,263,174,200,000

2038 288.293.919 5.856.816 21,956,742,540,000 6,500,258,380,000 13,721,183,680,000

2039 296.481.467 6.031.541 22,286,533,310,000 6,690,526,110,000 14,179,193,150,000

2040 304.723.651 6.198.012 22,616,324,090,000 6,880,793,850,000 14,637,202,620,000

2041 312.981.662 6.361.830 22,946,114,860,000 7,071,061,580,000 15,095,212,090,000

2042 321.244.378 6.517.694 23,275,905,630,000 7,261,329,320,000 15,553,221,560,000

2043 329.468.234 6.673.005 23,630,841,410,000 7,451,597,050,000 16,011,231,030,000

2044 337.606.100 6.821.813 23,985,777,190,000 7,641,864,790,000 16,469,240,500,000

2045 345.641.125 6.968.482 24,340,712,960,000 7,832,132,520,000 16,927,249,970,000

2046 353.521.743 7.117.103 24,695,648,740,000 8,022,400,260,000 17,385,259,440,000

2047 361.228.517 7.262.292 25,050,584,520,000 8,212,667,990,000 17,843,268,920,000

2048 368.778.193 7.407.538 25,432,582,490,000 8,402,935,730,000 18,301,278,390,000

2049 376.153.756 7.557.368 25,814,580,450,000 8,593,203,460,000 18,759,287,860,000

2050 383.338.293 7.704.736 26,196,578,420,000 8,783,471,200,000 19,217,297,330,000

Fuente: Elaboración propia en base a datos de equipo MAPS


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ina1

18

8 ANEXO 2: Medidas de Mitigación

8.1 Medida 1: Desarrollo de proyectos de autogeneración de energía eléctrica con ERNC en plantas industriales y mineras.

8.1.1 Descripción

Se plantea la posibilidad de que los distintos planteles industriales y mineros generen energía eléctrica dentro o en los alrededores de su planta a partir de fuentes energía renovable, utilizándola para abastecer total o parcialmente su consumo propio.

Se considera que la medida es llevada a cabo por empresas energo-intensivas, para las cuales aplican economías de escala asociadas a la implementación de este tipo de proyectos, lo que aumenta los incentivos. Las empresas que aplican la medida implementarán las tecnologías de generación eléctrica con ERNC acorde a los potenciales existentes en su localización, dejando de lado tecnologías que dependen altamente de la ubicación geográfica tales como geotermia y minihidráulica.

8.1.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Media alta, las tecnologías se encuentran desarrolladas pero existe bajo desarrollo a nivel nacional.

Factibilidad institucional media alta, considerando que la medida consiste principalmente en actividades de fomento.

8.1.3 Características del instrumento considerado

Se considera de inversión pública y privada. La instalación y operación de la generación en base a energías renovables tiene financiamiento de forma privada, pero es necesario un apoyo de parte del estado para hacer viable económicamente muchos de los proyectos, además de modificar la institucionalidad y legislación necesaria que permita a las industrias y mineras cumplir el marco normativo, de modo que estas instalaciones no pongan en riesgo ni la calidad de suministro interna de la industria, ni la calidad de suministro de la red eléctrica.

Se propone trabajar el instrumento en un contexto de plan nacional de impulso al desarrollo de energías renovables no convencionales.

Las acciones que contempla el instrumento son

Mejorar el marco normativo necesario, que permita a las industrias y mineras implementar

proyectos de autogeneración basado en energías renovables, cumpliendo el marco normativo y sin

poner en riesgo ni la calidad de suministro interna de la industria, ni la calidad de suministro de la

red eléctrica. El marco normativo debe permitir que el diferencial de energía (en el caso que algún


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ina1

19

excedente se inyecte a la red), sea considerado al momento de tarificar. Un gran avance ha

significado la promulgación de la ley de “Net Metering”, actualmente en contraloría, pero se

considera que ésta en su forma actual no es suficiente, pues tiene limitantes tales como limitar la

potencia máxima de inyección a la red en 100 kW, tarificación de la inyección a la red que no

considera el VAD, ni tampoco el ahorro en las pérdidas de distribución.

Campaña Nacional: Elaborar y ejecutar campañas de difusión de tecnologías existentes para la

autogeneración utilizando energía renovable en la industria y la minería, promocionando aquellos

proyectos ya desarrollados y facilitando el acceso a la información y masificando el aprendizaje

obtenido en dichos proyectos, además de informar cómo la generación en base a energías

renovables es un fuerte mecanismo que permite mitigar el cambio climático y reducir la hulla de

carbono de la empresa.

Creación de programas de apoyo que entreguen las herramientas técnicas, a las empresas

industriales y mineras que deseen evaluar e implementar proyectos de generación eléctrica basada

en energías renovables no convencionales.

Detectar aquellos proyectos que se encuentren en el límite de rentabilidad, de modo de informar

de beneficios económicos no considerados en la evaluación del proyecto, y de ser necesario, apoyar

económicamente los proyectos, de modo que sean rentables.

El instrumento propuesto cabe en las siguientes clasificaciones:

Regulación eléctrica: Cambios en la normativa que promuevan esta clase de proyectos, para

reconocer las externalidades positivas generadas.

Creando mercado: Debido la difusión de la tecnología y apoyo técnico que se otorgue a las

empresas.

Usando mercado: Debido al apoyo financiero que se otorgará a proyectos que estén en el límite de

la rentabilidad.

Financiamiento compartido: El financiamiento de los proyectos de generación eléctrica debe ser realizado por parte de cada empresa. El financiamiento del cambio de legislación y de las tareas de apoyo y promoción de las tecnologías será realizada por el Estado.

8.1.4 Estado del arte

En el aspecto nacional, se puede mencionar que CODELCO cuenta con dos proyectos de autogeneración con energías renovables aprobados por el SEIA, tanto en su división Norte (250 MW), como en la minera Gaby (40 MW), los cuales fueron desestimados por la empresa por su rentabilidad.

En lo que respecta al uso de biomasa para generación eléctrica existe un mayor desarrollo, principalmente en el ámbito del papel y celulosa, donde se utiliza el licor negro para la autogeneración y en los casos de las principales empresas para la cogeneración. Así mismo en empresas forestales se utilizan biomasa forestal para satisfacer sus requerimientos de energía eléctrica.

8.1.5 Información de barreras Barreras que el instrumento espera superar:

o Barreras de información: Falta de información de proyectos exitosos en Chile. Así también

es importante informar de buenas prácticas y transmitir la experiencia adquirida y los


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20

errores frecuentes. Por último, también es importante la generación de programas de apoyo

que entreguen las herramientas técnicas adecuadas a aquellas industrias y mineras que

deseen evaluar estos proyectos.

Barreras al instrumento:

o Barreras económicas: Falta de capital para implementación de proyectos, por asignación de

recursos a proyectos productivos. Mayor costo de generación con tecnología ERNC, debido

a la falta de mecanismos de valoración económica de los beneficios país del uso de energías

renovables.

o Barreras normativas, regulatorias y legislativas: No existe un Código de Red o Norma Técnica

para redes de distribución, constituyéndose en causa de discrepancias en la estimación de

costos de conexión según lo especificado en el DS 244 y NTCO. No está definida la norma

técnica señalada en el artículo 38 del DS 244, para referir las inyecciones a la subestación

correspondiente, al régimen de precios que haya optado y no se está reconociendo el

ahorro de pérdidas en las redes de distribución y transmisión que corresponda.

Para la superación de barreras se requerirá modificar el marco normativo necesario tanto para implementar proyectos de autogeneración con tecnologías renovables, como para su operación. Así también, la modificación del marco normativo vigente en el aspecto de valorizar correctamente la energía que podría inyectarse a la red, permitiría mejorar la evaluación económica de proyectos de autogeneración basada en energías renovables, que en el momento no lo son.

Aunque el uso de tecnologías renovables para la generación eléctrica tiene varios años de experiencia en su uso (dependiendo de cada tecnología, por ejemplo, no existe aún experiencia nacional con la geotermia), es importante ampliar la experiencia y el conocimiento, difundiendo la experiencia adquirida en proyectos exitosos.

Se deberá establecer un subsidio de tamaño moderado para proyectos que estén en el límite de la rentabilidad.

8.1.6 Reducción de emisiones y beneficios asociados a la medida

8.1.6.1 Metodología para la estimación de la mitigación:

Potencial de adopción de la medida:

Para determinar la posible participación de las distintas tecnologías en un caso de autogeneración se utilizó como referencia el escenario desarrollado por el CADE (Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico) en su informe, denominado escenario 2020 (escenario con fomento a la generación eléctrica con ERNC, con una meta de un 20% de ERNC al año 2020). Esta referencia se utilizó hasta el año 2030, a partir del cual se asumió un crecimiento de un 1% anual en la participación de las ERNC en la matriz eléctrica.

Dentro del escenario del CADE escogido se seleccionó únicamente el desarrollo de tecnologías ERNC que presentan menos dependencia de la ubicación geográfica, que son las factibles de utilizar para la autogeneración: Energía Solar Fotovoltaica, Biomasa y energía eólica. La participación de estas tecnologías de ERNC sería:

SIC SING

2015 1,87% 2,49%

2020 4,34% 6,65%


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2030 6,45% 13,19%

2040 7,12% 14,57%

2050 7,87% 16,10%

El universo aplicable para el desarrollo de esta medida, considera el consumo eléctrico del total de los grandes consumidores de energía, incluyendo como éstos a las empresas energointensivas, dado que son estas empresas las que tendrán interés en la autogeneración de energía eléctrica, dados sus consumos de energía y la capacidad de realizar grandes inversiones.

De la Encuesta Industrial de demanda y eficiencia energética (2009, PPEE), se tiene La participación del consumo de empresas energointensivas en cada sistema eléctrico, siendo de un 66% en el SIC y de un 81% en el SING. Este consumo se desagrega en Gran Minería y Gran Industria, a partir de la misma fuente de información.

De esta forma se tiene el siguiente potencial de autogeneración para la Gran Industria y Minería:

Potencial Autogeneración (GWh)

Total SIC Total SING TOTAL

2013 176 0 176

2020 1.145 1.331 2.476

2030 2.265 3.587 5.852

2040 2.903 4.416 7.319

2050 3.584 5.251 8.835

Cabe mencionar que estos potenciales son menores a los de generación eléctrica a nivel país, los que consideran la disponibilidad existente de recursos renovables. La distribución del potencial entre los distintos tipos de tecnologías, para cada sistema eléctrico se ha establecido como supuesto, en base a opinión experta, quedando como sigue:

Distribución tecnologías

SING SIC

Solar PV 80% 20%

Eólica 20% 30%

Biomasa 0% 50%

Los factores de planta se han establecido como 29%, 36% y 85% para Solar PV, Eólica y Biomasa respectivamente. De esta forma a partir del potencial de generación, se establece el potencial en la capacidad entrante cada año de cada tipo de tecnologías:

Potencial capacidad entrante (MW)

Solar PV total Eólica total Biomasa total

2013 1 2 1

2020 122 45 14

2030 117 36 9

2040 41 15 5

2050 43 15 5


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Tasa de penetración sobre el potencial de adopción:

La medida corresponde al fomento en la instalación de tecnologías ERNC, fomento que consiste en el apoyo a estudios.17

Estas tecnologías presentan altos costos de inversión, bajos factores de planta y variabilidad en la disponibilidad del recurso, barreras que impiden que la penetración sea alta.

Se espera que la tasa de penetración sea baja, considerándose apropiada una tasa de penetración del 2,5% anual a partir del año 2016 con respecto al potencial de generación de cada año. De esta forma el impacto de la medida será:

Autogeneración (GWh) Capacidad entrante (MW)

Solar PV total Eólica total Biomasa total Solar PV total Eólica total Biomasa total

2013 0 0 0 0 0 0

2015 0 0 0 0 0 0

2020 109 53 51 15 6 2

2025 355 164 151 29 10 3

2030 722 321 280 40 13 4

2035 1.168 509 433 44 15 4

2040 1.662 719 606 49 17 5

2045 2.206 952 800 54 18 5

2050 2.800 1.208 1.016 58 20 6

La mitigación estará dada por los factores de emisión del SIC y SING determinados por las proyecciones del sector de generación eléctrica.

Costos y beneficios

Los costos corresponderán a los costos de inversión más los costos de operación y mantenimiento, se utilizan los valores determinados por proyecto MAPS sector Generación Eléctrica:

Solar PV

Eólica Biomasa

Costo unitario inversión 2013 (MMUSD/MW)

2,71 2,38 1,68

Variación anual inversión (%) -3,6% -1,5% -0,7%

Costos variables de O&M (USD/MWh) 5 7,7 4

Costos fijos de O&M (USD/MWh) 36 0 37

17 En general, para todas las medidas de mitigación, se considera una tasa de penetración de entre el 2% y el 5% anual del

universo sobre el cual es aplicable la medida. Estos valores se estiman en base a opinión experta e información de programas desarrollados a la fecha enfocados en el uso de la energía en la industria y minería. El valor utilizado dependerá de las características particulares de la medida, seleccionando el máximo (5%) para las medidas más costo-efectivas.


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Los beneficios estarán dados por el ahorro en la compra de energía generada, equivalente al costo de la electricidad multiplicado por la cantidad de energía generada cada año. Los costos de la electricidad fueron entregados por el equipo de MAPS y su crecimiento está determinado por los costos de generación eléctrica estimados por proyecto MAPS sector Generación Eléctrica, presentados en la siguiente tabla:

Costos electricidad (USD/MWh)

SIC SING

2013 121 106

2015 117 102

2020 108 90

2025 98 78

2030 88 66

2035 96 73

2040 81 65

2045 73 62

2050 70 62

Co-beneficios

A nivel industrial:

o Menor consumo de combustibles, lo que tiene como efecto una mayor duración del

almacenamiento local (si es que aplica).

o Por generar con fuentes renovables, se disminuye la huella de carbono de las industrias que

posean este tipo de generación.

A nivel local:

o Por tratarse de generación distribuida, aporta mayor confiabilidad a la red y reduce las

inversiones en trasmisión.

A nivel nacional:

o Al reducirse la demanda de combustible, se tiene como efecto una mayor duración del

almacenamiento a nivel nacional, y una reducción de la dependencia energética del país.


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8.1.6.2 Resultados de mitigación

A continuación se resume el impacto de la medida:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 0 0

2030 732.567 4.793.834

2050 1.548.381 29.336.594

Promedio 752.220

Costos

Tasa rec. 1% 3%

Unidad MMUSD MM$ MMUSD MM$ MMUSD MM$

VP Inversión $ 2.021 $ 1.010.616 $ 1.314 $ 656.785 $ 386 $ 193.166

VP Ahorros -$ 3.389 -$ 1.694.745 -$ 1.972 -$ 985.999 -$ 391 -$ 195.298

Costo abatimiento (USD/ton CO2)

-46,6 -22,4 -0,1

8.1.7 Interrelaciones

Con otros sectores

La generación eléctrica por parte de la industria en base a energía renovable puede desplazar generación en centrales eléctricas con combustibles más caros o con menores eficiencias globales (mayores costos marginales), lo que constituye un impacto directo en al sector "Generación eléctrica".

Con otras medidas

La medida se relaciona con la medida de “Impulso de la industria minera a proyectos de generación eléctrica con ERNC en el mercado eléctrico y contabilización de reducciones en la minería”, con la que se restaran parte de los impactos en caso de coexistir en un mismo escenario de mitigación.

8.1.8 Información bibliográfica AIE. Energy Technology Perspectives 2010

Informe CADE

Informes Precio Nudo

Anuarios CDEC

Informe “Huella de Carbono” Ministerio de Energía.

MAPS fase 2, sector Generación Eléctrica.


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8.2 Medida 2: Impulso de la industria minera a proyectos de generación eléctrica de bajas emisiones de CO2 y contabilización de reducciones en la minería

8.2.1 Descripción

Aquellos clientes libres han tenido históricamente la intención de ejercer presión sobre sus proveedores de electricidad, de modo de limpiar la matriz eléctrica actual, que funcione en forma más eficiente y con menos pérdidas, pero dada la estructura del mercado de la generación y venta de electricidad en el país, esto no siempre es tarea fácil, pues quienes toman las decisiones, finalmente son las empresas generadoras.

Frente a esta tarea, que a ojos de algunas empresas exportadoras, es una tarea compleja y que avanza a un ritmo más lento de lo que ellos esperan, y para no desprestigiar sus productos con sus clientes extranjeros, están dispuestos a realizar la inversión necesaria en grandes proyectos de generación eléctrica en base a energía renovable, con una capacidad de generación similar a sus consumos. El problema yace en que no siempre el lugar apropiado para instalar estos proyectos se encuentra en las cercanías de las plantas de estas empresas, por lo que para transportar la energía generada, habría que hacer uso del sistema interconectado.

El problema de realizar esta labor, es que la forma del cálculo del factor de emisión del sistema, no hace diferencia entre quien genera y cuánto, y el destino de esta electricidad. Simplemente todo va a un cálculo agregado, y los beneficios se reparten para todos quienes se encuentren conectados al sistema, lo cual claramente crea un desincentivo de las empresas a invertir en grandes proyectos de generación renovable, si finalmente el beneficio se reparte entre todos.

Dentro de los tipos de tecnologías de generación que es posible considerar para esta medida, se encuentran:

Solar Fotovoltaico

Solar Térmico

Eólica

Geotérmica

Biomasa (incluye biogás y biodiesel)

Otros proyectos que impliquen la reducción de CO2 , como por ejemplo generación con

combustibles convencionales de bajo factor de emisión tal como Gas Natural (No evaluados en el

marco de este proyecto)

La medida afecta a todos los subsectores del sector industrial y minero, sin embargo se da por supuesto que serán los grandes consumidores de energía quienes tendrán incentivos en invertir en este tipo de proyectos.

8.2.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Media alta, las tecnologías se encuentran desarrolladas pero existe bajo desarrollo a nivel nacional aún.


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Factibilidad institucional media baja, dado que debe crearse el marco normativo que permita contabilizar la reducción de emisiones entre las empresas que apalancan los proyectos.

Factibilidad financiera media baja, la medida presenta altos costos de inversión.


Se considera la inversión pública en un instrumento cuyo objetivo es crear las bases institucionales y jurídicas que permitan atribuir los beneficios asociados a la instalación de proyectos en energía renovable, a aquella empresa que hizo la inversión, a pesar que se haga uso del sistema interconectado. Una vez implementada la medida, es de suponer que la inversión en los proyectos será por iniciativa natural de las empresas interesadas.


Las acciones que contempla el instrumento son las relacionadas con la creación del marco normativo necesario tanto para el cálculo de huella de carbono y factores de emisión de las empresas y los sistemas, respectivamente, de modo que el beneficio asociado a la reducción de emisiones de un proyecto en particular, pueda atribuirse a un consumidor del sistema, y no beneficiar a todos en forma igualitaria.

El instrumento propuesto cabe en la clasificación de regulación eléctrica y ambiental: Crear la regulación necesaria para el cálculo de huella de carbono y factores de emisión de las empresas y los sistemas, respectivamente, de modo que el beneficio asociado a la reducción de emisiones de un proyecto en particular, pueda atribuirse a un consumidor del sistema, y no beneficiar a todos en forma igualitaria.

Financiamiento privado: los privados financian las nuevas plantas de generación, recibiendo como beneficio las ganancias económicas y los reconocimientos por su aporte a limpiar la matriz.


Existe experiencia en Australia con un programa llamado “Greenpower”, el cual es una acreditación voluntaria con el gobierno, la cual permite al proveedor de energía entregar el beneficio de la reducción de emisiones a sus clientes si estos deciden comprar energía generada en plantas “limpias”.

En cuanto a antecedentes nacionales, se encuentra asociado principalmente a proyectos mineros, como por ejemplo el parque generador Punta Colorada, propiedad de Barrick, el cual consiste en 18 aerogeneradores con una potencia total de generación de 36 MW, la que se entrega al Sistema Interconectado Central (SIC). Sin embargo este proyecto no contempla la contabilización de la reducción de emisiones de GEI para la empresa involucrada de forma directa, según lo propuesto en la medida.

8.2.5 Información de barreras Barreras que el instrumento espera superar:

o Barreras de desincentivo: La modificación del marco normativo permitirá levantar la barrera

de desincentivo a la inversión en grandes proyectos de generación basados en energía

renovable por parte de industriales exportadores.

Barreras al instrumento:


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o Barreras normativas, regulatorias y legislativas: Carencia de la normativa que reformule el

modo de calcular huella de carbono de productos y el factor de emisión de un sistema

interconectado, que asocie beneficios a un consumidor en particular.

Para la superación de las barreras normativas se propone crear el marco normativo necesario para reformular el modo de calcular huella de carbono de productos y el factor de emisión de un sistema interconectado, que asocie beneficios a un consumidor en particular.

8.2.6 Reducción de emisiones asociada a la medida


Al igual que en la medida anterior, para determinar la participación de las distintas tecnologías se utilizó como referencia el escenario desarrollado por el CADE (Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico) en su informe, denominado escenario 2020 (escenario con fomento a la generación eléctrica con ERNC). Esta referencia se utilizó hasta el año 2030, a partir del cual se asumió un crecimiento de un 1% anual en la participación de las ERNC en la matriz eléctrica.

A diferencia de la medida anterior se seleccionaron todas las tecnologías ERNC, pues los proyectos considerados no están condicionados por la ubicación geográfica de la empresa que adopta la medida. La participación de estas tecnologías de ERNC sería:

SIC SING

2020 2020

2015 8,6% 7,5%

2020 20,0% 20,0%

2030 29,7% 39,7%

2040 33,0% 44,0%

2050 36,0% 48,0%

El universo aplicable para el desarrollo de esta medida, considera el consumo eléctrico del total de los grandes consumidores de energía, incluyendo como éstos a las empresas energointensivas, dado que son estas empresas las que tendrán interés en la autogeneración de energía eléctrica, dados sus consumos de energía y la capacidad de realizar grandes inversiones.

De la Encuesta Industrial de demanda y eficiencia energética (2009, PPEE), se tiene La participación del consumo de empresas energointensivas en cada sistema eléctrico, siendo de un 66% en el SIC y de un 81% en el SING. Este consumo se desagrega en Gran Minería y Gran Industria, a partir de la misma fuente de información.

De esta forma se tiene el siguiente potencial de autogeneración para la Gran Industria y Minería:

Potencial Generación (GWh)

SIC Minería

SIC Industria

TOTAL SIC

SING Minería

SING Industria

Total SING

2013 404 405 810 0 0 0

2020 2.633 2.640 5.273 3.858 148 4.005

2030 5.210 5.222 10.432 10.396 399 10.795

2040 6.676 6.692 13.369 12.799 491 13.289

2050 8.242 8.261 16.503 15.221 584 15.805


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La distribución del potencial entre los distintos tipos de tecnologías, para cada sistema eléctrico se ha tomado directamente del modelo desarrollado por el CADE:

SIC SING

Biomasa 25% 0%

Eólica 7% 33%

Geotermia 14% 4%

Minihidro 39% 0%

Solar 0% 33%

Los factores de planta se han establecido como 29%, 36% y 85% para Solar PV, Eólica y Biomasa respectivamente. Se establece además un tamaño típico de un bloque por cada tecnología, de modo de establecer los escalones de entrada de cada tipo de generadora. Se establece un tamaño típico de 20 MW para todas las tecnologías con excepción de la geotermia, para la cual se establece un bloque de 40 MQ. De esta forma a partir del potencial de generación, se establece el potencial en la capacidad entrante cada año de cada tipo de tecnologías:

Potencial capacidad entrante SIC Potencial capacidad entrante SING

Biomasa Eólica Geotermia Minihidro Solar Biomasa Eólica Geotermia Minihidro Solar

2013 27 20 15 62 0 0 0 0 0 0

2020 177 133 98 403 0 0 506 198 0 572

2030 350 264 194 796 0 0 1.365 533 0 1.540

2040 449 338 248 1.021 0 0 1.680 656 0 1.896

2050 554 417 307 1.260 0 0 1.998 781 0 2.255

Tasa de penetración sobre el potencial de adopción:

La medida corresponde al fomento en la instalación de tecnologías ERNC, fomento que consiste en el apoyo a estudios.18 Estas tecnologías presentan altos costos de inversión, bajos factores de planta y variabilidad en la disponibilidad del recurso, barreras que impiden que la penetración sea alta. Sin embargo se considera que el acceso a financiamiento para este tipo de proyectos es mayor al de un proyecto de autogeneración.

La medida comienza a operar el año 2017, debido a la necesidad de establecer un marco jurídico que permita contabilizar de forma correcta la reducción de emisiones asociada a este tipo de tratos.

Se espera que la tasa de penetración sea baja, considerándose apropiada una tasa de penetración del 3% anual a partir del año 2020 con respecto al potencial de generación de cada año. De esta forma el impacto de la medida será:

18 En general, para todas las medidas de mitigación, se considera una tasa de penetración de entre el 2% y el 5% anual del

universo sobre el cual es aplicable la medida. Estos valores se estiman en base a opinión experta e información de programas desarrollados a la fecha enfocados en el uso de la energía en la industria y minería. El valor utilizado dependerá de las características particulares de la medida, seleccionando el máximo (5%) para las medidas más costo-efectivas.


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Capacidad entrante SIC Capacidad entrante SING

Biomasa Eólica Geotermia Minihidro Solar Biomasa Eólica Geotermia Minihidro Solar

2013 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2015 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2020 0 0 0 0 0 0 20 0 0 20

2025 0 0 0 0 0 0 40 0 0 40

2030 0 0 0 20 0 0 40 0 0 40

2035 0 0 0 20 0 0 20 0 0 20

2040 0 0 0 20 0 0 20 0 0 20

2045 0 0 0 20 0 0 20 0 0 20

2050 20 0 0 20 0 0 40 0 0 40

La mitigación estará dada por los factores de emisión del SIC y SING respectivamente.

Costos y beneficios

La empresa deberá pagar igualmente por la energía comprada, por lo que se considera la compra de la energía que se está generando fuera de la planta. Por otra parte, se considera que la inversión que ha realizado será recuperada para lo cual se restan de los costos de la compra de la energía los costos medios de desarrollo. Por lo tanto la empresa deberá pagar los costos de la compra de electricidad y los costos de operación y mantenimiento, pero recibirá un equivalente a los costos medios de desarrollo.

Los costos corresponderán a los costos de inversión más los costos de operación y mantenimiento, se utilizan los valores determinados por proyecto MAPS sector Generación Eléctrica.

Solar PV Eólica Geotermia Minihidro Biomasa

Costo unitario inversión 2013 (MMUSD/MW) 2,71 2,38 5,70 2,95 1,68

Variación anual inversión (%) -3,6% -1,5% 0% 0% -0,7%

Costos variables de O&M (USD/MWh) 5 7,7 5 5 4

Costos fijos de O&M (USD/MWh) 36 0 12,5 12,5 37

Para los costos de la energía se consideran los precios promedio de la electricidad en cada sistema eléctrico y a estos se descuentan los costos de desarrollo de cada tecnología, calculados con una tasa de 10%, indicados en la siguiente tabla:

Costo medio de desarrollo (USD/MWh)

Biomasa Eólica Geotermia Minihidro Solar

2012 9,07 39,73 29,05 35,53 64,01

2020 8,64 35,74 29,05 35,53 49,52

2030 8,05 30,73 29,05 35,53 34,32

2040 7,50 26,42 29,05 35,53 23,79

2050 13,99 45,42 58,10 71,07 32,97

Los costos de la electricidad fueron entregados por el equipo de MAPS y su crecimiento está determinado por los costos de generación eléctrica estimados por proyecto MAPS sector Generación Eléctrica, presentados en la siguiente tabla:


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Costos electricidad (USD/MWh)

SIC SING

2013 121 106

2015 117 102

2020 108 90

2025 98 78

2030 88 66

2035 96 73

2040 81 65

2045 73 62

2050 70 62

Todos estos valores se asocian al porcentaje de la inversión puesto por cada empresa, estableciendo el supuesto que cada empresa pondrá un equivalente al 50% de una inversión.



Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 0 0

2030 698.038 3.849.792

2050 1.802.796 28.652.685

Promedio 734.684

Costos

Tasa rec. 1% 3%


VP Inversión $ 1.497 $ 748.533 $ 943 $ 471.333 $ 249 $ 124.736

VP Ahorros -$ 1.817 -$ 908.385 -$ 1.047 -$ 523.609 -$ 194 -$ 97.187


-11,2 -3,6 1,9


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Con otros sectores

La generación eléctrica por parte de la industria en base a energía renovable puede desplazar generación en centrales eléctricas con combustibles más caros o con menores eficiencias globales (mayores costos marginales), lo que constituye un impacto directo en al sector "Generación eléctrica".

El aumento anual en la capacidad deberá ser evaluado por el sector de generación eléctrica.

Con otras medidas

La medida se relaciona con la medida de “Impulso de la industria minera a proyectos de generación eléctrica con ERNC en el mercado eléctrico y contabilización de reducciones en la minería”, con la que se restaran parte de los impactos en caso de coexistir en un mismo escenario de mitigación.

8.2.8 Información bibliográfica AIE. Energy Technology Perspectives 2010

Informe CADE

Informes Precio Nudo

Anuarios CDEC

Informe “Huella de Carbono” Ministerio de Energía.

MAPS, sector de generación eléctrica.


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8.3 Medida 3: Inversión en energías renovables para usos térmicos industria y minería, nueva y existente

8.3.1 Descripción

Los usos térmicos de la industria pueden ser cubiertos mediante el aprovechamiento de recursos renovables térmicos, encontrándose el principal nicho en el uso de energía solar para la generación de calor de baja, mediana e incluso de alta temperatura.

La medida de mitigación apunta a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero mediante el desplazamiento de combustibles de alta intensidad de emisiones por el uso de energía solar para el calentamiento de soluciones.

La tecnología solar es aplicable a los siguientes rubros, dados sus requerimientos térmicos:

Sector Tipo de proceso

Región Proceso Requerimiento Tecnología

Industria química Comunes I y II Evaporación Salmuera para eliminar impurezas

90 a 100°C CC-CTV

Lixiviación 100°C CC

Yodo y derivados I y II Purificación de yodo 82°C CC-CTV

Fundición de azufre para obtención de SO2

113°C CC

Ácido bórico II Secado cristales ácido bórico 30°C a 80°C CC-CTV

Carbonato de litio II Purificación de carbonato de litio 50 a 95°C CTV

Industria del vino Acondicionamiento I a VIII Fermentación: Vino tinto 35 a 40°C CTV-CPP

Agua / Vapor caliente

I a VIII Lavado de barricas 90°C CC-CTV

Industria pesquera Procesos comunes I y II Freído 190°C CC

I a IV Pelado (Inmersión en hidróxido sádico)

70 a 80°C CC-CTV

Esterilizado 110 a 120°C CC-CTV

I a VIII Proceso de pre-cocción 60°C CTV

Producción de harina

I a IV Deshidratación 80 a 90°C CC-CTV

Hervido 90°C C-CTV

I a VIII Secado 45°C CPP-CTV

Industria de alimentos

Varios V a VIII Cocción 60 - 90°C CTV

Blanqueamiento 60 - 90°C CTV

Pasteurización 62 - 90°C CTV

Deshidratación 70 - 80°C CTV

Hervido 90°C CTV

Industria del azúcar

Azúcar RM, VII y VIII Enfriamiento 40 - 45°C CTV-CPP

Secado 60°C CTV

Maceración de la remolacha 60 - 70°C CTV-CPP

Calentamiento de jugo de difusión (purificación)

80°C CTV

Evaporación de jugo claro: Vapor en 4 etapas

Etapa 4 52°C CTV

Etapa 3 82°C CTV

Etapa 2 96°C CC-CTV

Etapa 1 106°C CC-CTV

CC: Colectores de Concentración

CTV: Colectores de tubos al vacío

CPP: Colectores de placa plana


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34

Se considerará también un fomento al uso de biomasa para reemplazar combustibles fósiles en la

generación de calor de proceso en los rubros de la tabla anterior y en otros que requieran mayores

temperaturas.

La medida afecta a todos los subsectores del sector industrial y minero que presenten consumos de energía para usos térmicos.

8.3.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Media alta, las tecnologías se encuentran desarrolladas pero existe bajo desarrollo a nivel nacional aún.




El instrumento corresponde en un plan de fomento de la aplicación de ERNC para usos térmicos en la gran industria. Se consideran los siguientes programas:

Programa de difusión de la energía solar térmica. Realización de campañas originadas en el sector

público que permitan conocer las oportunidades de cambio de tecnología desde combustión de

combustibles fósiles a calentamiento con energía solar, los beneficios y las condiciones de

operación.

Programa de apoyo técnico y financiero para proyectos de ERNC para usos térmicos en la industria.

Las actividades de promoción del uso de ERNC para usos térmicos que conforman el instrumento deberán contar con un financiamiento público. La instalación de tecnologías de ERNC para usos térmicos será financiada de forma privada por las empresas que aplican.


El instrumento considerado cabe en las siguientes clasificaciones:

Creando mercado: mediante la difusión y el apoyo técnico se pretende dar un impulso al

funcionamiento de un mercado que no ha penetrado de forma apropiada.

Usando mercado: dado que se considera apoyo financiero a la realización de las medidas.


El uso de tecnologías solares térmicas para procesos industriales se encuentra actualmente en desarrollo. Al año 2010 existen 200 grandes sistemas solares térmicos instalados en la industria a nivel mundial (AIE).

En el marco del programa SHC (Solar Heating & Cooling) de la AIE se ha definido la Tarea nº 49: Integración de calentamiento solar en procesos industriales, de apoyao a actividades relacionadas.


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A nivel nacional, existe un proyecto de Minera Gaby en construcción, el que cubrirá 80% de las necesidades de calor de la operación actual de la planta de electro obtención de la minera, evitando la emisión de unas 15 mil t/año de CO2.

8.3.5 Información de barreras

Las barreras actuales al uso de energía solar para usos térmicos se relacionan principalmente con los costos actuales de la tecnología y con la falta de información sobre usos térmicos a nivel industrial de ésta.

El instrumento se enfoca principalmente en el segundo punto, esperando ser aplicado en período futuro en que la tecnología tenga un mayor costo efectividad.



Potencial

Se considera solamente que los sistemas de calderas, pueden ser apoyados con energías renovables no convencionales, dejando fuera el uso de hornos.

El universo sobre el cual se aplica el consumo reemplazable corresponde a aquellas plantas con consumo térmico en calderas operando al norte de la V región, regiones para las cuales se usa el recurso solar como ERNC.

Para el caso de plantas en el resto del país, con usos térmicos en calderas en los sectores forestal, celulosa y papel y alimentos, se considera el recurso biomasa como ERNC.

En específico, se proponen las siguientes tecnologías:

• Apoyo de generación con sistemas solares térmicos para plantas industriales y mineras (calentamiento de soluciones) ubicadas al norte de la V región. Se considera un reemplazo del 30% del consumo térmico en calderas en plantas que operan más de 4500 horas anuales, y el reemplazo del 50% del consumo térmico en calderas en plantas que operan con menos de 4500 horas anuales.

• Reemplazo de calderas convencionales por calderas a biomasa para los sectores que presentan residuos tales como: forestal, celulosa y papel y alimentos, que no utilicen actualmente biomasa.

Para conocer las tecnologías y combustibles utilizados con fines térmicos en la industria, se usó como referencia la base de datos corregida de la Encuesta Industrial de demanda y eficiencia energética 2009, PPEE.

De esta forma el potencial de reemplazo de energía anual es de 3.482 Tcal al año 2009. Este potencial se actualiza al año 2013 acorde al crecimiento en el consumo de energía quedando en un valor de 4.087 Tcal, este potencial va creciendo conforme al crecimiento obtenido en la proyección de línea base del sector, que en promedio corresponde a un 1,6% por año. Se considera de forma separada el crecimiento de cada sector, pues existen sectores donde el consumo de energía térmica no presenta alzas, como es el caso del cobre. El valor para cada año se presenta en el siguiente cuadro:


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Potencial

bruto (Tcal)

2013 4.126

2020 4.662

2030 4.836

2040 4.472

2050 1.939

Este potencial corresponde principalmente a un potencial de reemplazo por calderas operando con biomasa, correspondiendo un 90% del potencial a esta tecnología y un 10% del potencial a tecnología solar térmica.

Tasa de Penetración

La medida corresponde al fomento en la instalación de tecnologías ERNC19.

Estas tecnologías poseen altos costos de inversión, sin embargo generan un importante ahorro en el consumo de combustible, por lo que se espera una tasa de penetración alta, considerándose por lo tanto apropiada una tasa de penetración del 4% a partir del año 2013 respecto al potencial anual no desarrollado. El potencial de reemplazo de fuente de energía, que se traduce en un ahorro en la compra de combustibles es:

Ahorro por medida (Tcal)

2013 334

2015 993

2020 2.645

2025 4.188

2030 5.640

2035 6.958

2040 8.163

2045 9.306

2050 10.360

La mitigación estará dada por el factor de emisión de cada uno de los combustibles reemplazados, ponderando este valor por la participación de cada combustible en el potencial, correspondiente a la indicada en la siguiente tabla:

Participación en el potencial

Electricidad 0%

Gas Natural 43%

Gas Licuado 20%


Diesel 14%

19 En general, para todas las medidas de mitigación, se considera una tasa de penetración de entre el 2% y el 5% anual del universo sobre el cual es aplicable la medida. Estos valores se estiman en base a opinión experta e información de programas desarrollados a la fecha enfocados en el uso de la energía en la industria y minería. El valor utilizado dependerá de las características particulares de la medida, seleccionando el máximo (5%) para las medidas más costo-efectivas.


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Kerosén 0%

Coque de petróleo 0%

Carbón 4%

Coque mineral 0%

Biomasa 0%

Costos y beneficios

Los costos se obtuvieron de los documentos de la Agencia Internacional de Energía: “Technology Roadmap, Bioenergy for Heat and Power” (2012) y “Technology Roadmap, Solar Heating and Cooling” (2012). Utilizándose los siguientes valores:

Tipo empresa rango potencia costo (USD/kW)

Solar térmica 0-100 kW 3600 Solar térmica mayor a 100 kW 1500 Biomasa 0-350 kW 1050 Biomasa mayor a 350 kW 900

Los costos de operación se estiman en un 1% del costo de inversión.

Co-beneficios

A nivel local el uso de ERNC implica una reducción en la emisión de contaminantes atmosféricos. A nivel país la reducción en el consumo de combustibles, en su mayoría importados, implica una reducción en los niveles de dependencia energética.



Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 92.086 138.878

2030 652.773 6.344.152

2050 915.329 22.823.831

Promedio 600.627

Costos

Tasa rec. 1% 3%


VP Inversión $ 720 $ 345.351 $ 556 $ 266.911 $ 281 $ 134.812

VP Ahorros -$ 9.721 -$ 4.664.250 -$ 6.011 -$ 2.883.890

-$ 1.544 -$ 741.048


-394,4 -239,0 -55,4


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Con otros sectores

Al ser procesos de usos térmicos no hay mayores interrelaciones con otros sectores.

Con otras medidas

La medida se relaciona con las medidas


Incentivo al uso de combustibles convencionales de bajas emisiones de GEI para usos térmicos

en el sector industrial y minero.

Implementación de sistemas para recuperar excedentes de calor de procesos térmicos, en la

industria y minería

Con las que se restaran parte de los impactos en caso de coexistir en un mismo escenario de mitigación.

8.3.8 Bibliografía Tolvett 2012: “Herramienta para evaluar procesos industriales con energía solar térmica en chile”,

(tesis) Cristián Tolvett, Universidad de Chile. 2012.

APEC 2009: “Development of the solar thermal market in the APEC economies”. PRIEN para APEC.

2009.

Mekhilef 2010: “A review on solar energy use in industries”, Mekhilef et al, 2010.

Reay 2013: “Heat-powered cycles: are the process industries ‘missing the boat’?", Reay et al., 2013.

UNEP 2012: “Solar thermal in the mediterranean region: solar thermal action plan”, OME report for

GSWH-UNEP-UNDP, 2012.

Solar 2011: “Solar process heat for production and advanced applications”, Solar Heating &

Cooling Programme, 2011.


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8.4 Medida 4: Instalación de cogeneración para plantas existentes.

8.4.1 Descripción

La cogeneración es la utilización simultánea de calor y potencia mecánica desde una fuente única. Para efectos de este estudio, se asumirá que la potencia mecánica será utilizada para la generación eléctrica.

Este tipo de tecnología presupone una disminución de emisiones GEI globales puesto que para la generación de la misma cantidad de energía eléctrica y térmica, requiere la quema de menor cantidad de combustible (mayor eficiencia) que en la generación independiente de ésta. Según la AIE, del total de reducción de emisiones impulsadas por políticas entre los años 1990 y 2005, la cogeneración representa un 15%.

Actualmente existe un importante potencial desaprovechado en la industria y minería del país: al año 2010, existen 175 MWe instalados en el sector industrial y minero, y 675 MWe de la celulosa e industria maderera (plantas que consideran cogeneración en el diseño) y 875 MWe de potencial, que requiere de ciertas acciones o instrumentos para concretarse.

La medida afecta a todos los subsectores del sector industrial y minero que presenten demandas estables de electricidad y calor. Si bien, existen potenciales de cogeneración en empresas medianas, se descarta la pequeña y mediana industria, debido a que la cogeneración es más rentable cuando existen usos de calor y electricidad constantes en el tiempo (24 horas al día). Además, existen economías de escala en la rentabilidad de los proyectos y los niveles de inversión son altos.

8.4.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Alta, las tecnologías se encuentran desarrolladas y existen casos de éxito con experiencia en el país.




Considera que el financiamiento de proyectos será de carácter privado en su desarrollo, pero con un fomento a partir de aportes estatales para promoción de tecnología, capacidades técnicas y financiamiento.

Se consideran las siguientes acciones

• Programa de difusión de la cogeneración.

• Programa de apoyo técnico a la evaluación de proyectos CHP.

• Elaboración y mejoras a leyes, reglamentos y normas para la cogeneración. Algunos eventuales

ejemplos que pueden impulsar este tipo de proyectos son:

o Norma técnica que defina la cogeneración eficiente para clasificarla como MGNC, en ella se

debería incluir como criterio el ahorro de combustible país que genera un proyecto de

cogeneración.


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o Reglamento asociado a la ley de net metering que reconozca precios razonables a la venta

de energía hacia la red de distribución, rentabilizando los proyectos e incentivándolos.

o Elaborar el código de redes de distribución para evitar discrepancias en la estimación de

costos de conexión de PMGD.

o Definir una metodología oficial para estimar reducción de emisiones debido al reemplazo de

calor útil y generación termoeléctrica por cogeneración.

o Incorporar la cogeneración explícitamente en la legislación ambiental.

o Formalizar mecanismos de compensación de emisiones con cogeneración.

• Desarrollo institucional para la cogeneración.

Por sus características el instrumento cabe en las siguientes clasificaciones:

Creando Mercado: El mercado de la cogeneración en Chile es en la práctica, casi inexistente y debe

ser desarrollado en base a la difusión y a mejorar las condiciones de operación de los potenciales

cogeneradores para estimular el interés de invertir en esta tecnología.

Usando Mercado: Una vez creado el mercado con los demás instrumentos, los apoyos financieros

permitirán su funcionamiento.

Normativa energética: las modificaciones a la normativa que reconozcan las externalidades

positivas de la cogeneración colaborarán en su impulso.

Se propone trabajar el instrumento en un contexto de un plan nacional de cogeneración, debido a su importancia, y que se requiere de una serie de instrumentos entrelazados por parte del Estado para dar un impulso al desarrollo de los proyectos.

Los privados financian los proyectos con capital propio o con financiamiento bancario. El estado debe financiar las medidas de apoyo, tales como difusión, cursos de capacitación para generar profesionales con conocimiento en el tema, invitación a proveedores de tecnología e ingeniería extranjeros, con experiencia en el tema, a presentar sus productos y proyectos en Chile.


Según la AIE, la cogeneración representa del orden de un 9% de la generación eléctrica mundial. El líder mundial en cogeneración es Dinamarca, quien genera poco más del 50% de su energía eléctrica mediante cogeneración, cubriendo un 47% de su demanda térmica por este medio (debe considerarse que estas cifras consideran la calefacción distrital, que escapa a este estudio por considerarse dentro del sector residencia).

Algunos países con climas similares al chileno que cuentan con desarrollos importantes en cogeneración son España, Italia, Rumania y México, los que presentan potencias instaladas entre 6000 y 2800 MWe.

En cuanto a estimaciones de crecimiento para los próximos años, se espera que para el 2025, la capacidad instalada en cogeneración alcance un 17% a nivel europeo.

Según la AIE, bajo escenarios de crecimiento acelerado (removiendo barreras, tal como lo hicieron los países más avanzados en materias de cogeneración), se espera que en el grupo de países G8+5 (G8 más Brasil, China, India, México y Sudáfrica) la cogeneración crezca desde un 10% el 2005, a un 24% el 2030. Y en países con baja participación de la cogeneración, como Brasil o Sudáfrica (en torno al 1% al 2005), crezca hasta más de un 15% al 2030.


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Al comparar los costos de inversión en generación eléctrica en los países del G8+5, al años 2030 se presenta una reducción del 7% en el escenario de crecimiento acelerado de la cogeneración, comparado con un escenario BAU, debido a menores pérdidas en trasmisión y distribución y a los menores costos comparativos entre nuevas centrales de cogeneración y las centrales convencionales desplazadas.


Las barreras a la cogeneración en Chile, detectadas en PRIEN 2010 se han mantenido sin mayores cambios en los últimos años. La principal mejora a la situación detectada el 2010, proviene de la promulgación de la ley 20.571 (ley de net metering), la cual establece condiciones para la inyección de energía a las redes de distribución por parte de los usuarios y el pago de las distribuidoras por esta energía. Sin embargo, aún se encuentra pendiente el reglamento técnico que acompaña la ley, lo que implica que en la práctica ésta aún no es completamente operativa.

A continuación se detallan las barreras detectadas en PRIEN 2010:

Desconocimiento de la cogeneración:

o Esta barrera va desde los conceptos hasta elementos técnicos o tecnológicos y económicos

asociados al mercado eléctrico, de combustibles y equipos de cogeneración. Esta barrera es

más relevante en sectores medianos y pequeños.

Barreras de información:

o En Chile existe cogeneración exitosa, sin embargo, la información pública disponible es

escasa e incompleta, contribuyendo al desconocimiento de esta tecnología en el país. La

información pública de distinto tipo necesaria para evaluar correctamente proyectos de

cogeneración, (mercado eléctrico, leyes, reglamentos, normas, resoluciones, etc.) son

difíciles de encontrar. Esta barrera es más relevante en sectores medianos y pequeños.

Barreras económicas:

o Algunos proyectos de cogeneración, a pesar de tener un buen desempeño y generar ahorros

de combustibles y reducción de emisiones locales y/o para el país, sus resultados

económicos no son buenos, o aun siendo buenos, existen otras inversiones prioritarias

dentro de cada industria.

Barreras legislativas, regulatorias y normativas:

o En el ámbito medioambiental el problema está en las zonas latentes y saturadas; en ellas no

hay mecanismos de compensación de emisiones para cogeneración que reconozca la

reducción de emisiones en las fuentes emisoras y centrales termoeléctricas parcialmente

desplazadas por un proyecto de cogeneración. Esto requiere cambios y nuevos

procedimientos metodológicos y mejor información pública de las fuentes emisoras.

o En cuanto a regulación eléctrica, falta de herramientas de negociación para que pequeños

medios de generación distribuida (PMGD) y pequeños medios de generación (PMG) hagan

contratos bilaterales con distribuidoras y generadores (existe la posibilidad, pero hay

asimetrías de información y roles funcionales condicionantes que lo hacen muchas veces


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impracticable), falta de una norma técnica o código de red de distribución (esta es la causa

de discrepancias en los costos de conexión), falta de la norma para referenciar inyecciones a

los precios de nudo o al costo marginal y la norma técnica que defina la eficiencia a partir de

la cual la cogeneración se considera como medio de generación no convencional (MGNC).

La superación de barreras para implementar medidas de mitigación considera:

Desconocimiento de la cogeneración: Un plan de difusión de la cogeneración, con invitación a

distribuidores internacionales de equipos a presentar las distintas opciones a las empresas que

cuentan con potencial para cogenerar.

Barreras de información: Hacer pública la información de potenciales disponibles (o al menos

informarla a las empresas que los poseen). Generar apoyo técnico para evaluar potenciales y para

analizar rentabilidades de posibles proyectos. Dejar disponible de manera centralizada la

información legal y técnica requerida para evaluar un proyecto de cogeneración.

Barreras económicas: Generar los incentivos necesarios que valoricen las externalidades positivas

de los proyectos de cogeneración. Apoyar con créditos blandos la implementación de proyectos de

cogeneración.

Barreras legislativas, regulatorias y normativas: Impulsar las leyes y reglamentos técnicos que

faciliten a los cogeneradores su conexión a la red, que establezcan o regulen precios de venta de

energía que hagan viables los proyectos de cogeneración y que valoricen las externalidades

positivas de la cogeneración, de modo que estas se vean reflejadas en la valoración de los

proyectos.


8.4.6.1 Metodología para la estimación de la mitigación

Potencial

El potencial de 869 MW se basa en el “Estudio para el Desarrollo de la Cogeneración en Chile” (PRIEN, 2010). Este estudio realizó una revisión planta por planta de los potenciales existentes y una propuesta de sistemas de cogeneración para cada caso. La metodología citada restringe el uso de cogeneración acorde a las siguientes consideraciones:

• Consumo de energía total por sobre 1Tcal al año.

• Se consideran equipos de cogeneración que resulten con un potencial mínimo de 200 kWe.

El potencial se encuentra principalmente (44%) en el sector de la industria de alimentos.

Este potencial se actualiza acorde al crecimiento del consumo energético, estableciéndose en un total de 964 MW al año 2013 y creciendo acorde al crecimiento del consumo energético del sector industrial.

Potencial bruto (MW)

2017 586

2020 641

2030 815

2040 922

2050 1.035


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Penetración

La medida corresponde al fomento en la instalación de tecnologías de cogeneración20. La medida comienza a tener efectos a partir del año 2017, considerando la necesidad de aplicar ciertas medidas normativas que permitan la inyección de excedentes de electricidad a la red, y considerando además que son proyectos que requieren de un largo trabajo preliminar (evaluación de la factibilidad e ingeniería).

Estas tecnologías poseen altos costos de inversión, e incluso en algunos casos altas tasas de retorno, considerándose por lo tanto apropiada una tasa de penetración del 4% respecto al potencial anual no desarrollado. La aplicación de esta tasa de penetración se traduce en una entrada de proyectos de las siguientes capacidades.

Proyectos entrantes (MW)

Capacidad acumulada (MW)

2017 18 18

2020 16 69

2025 13 144

2030 12 208

2035 10 263

2040 9 309

2045 8 349

2050 14 391

Para establecer la mitigación asociada a la medida se deberá comparar la reducción en el consumo de energía eléctrica con el aumento en el consumo de combustibles, acorde a los factores de emisión en cada caso.

Costos y beneficios

Se conocen costos medios de inversión por kW instalado (algunas fuentes se refieren a kW eléctrico y otras a la suma de kW eléctrico y térmico) para distintas tecnologías de cogeneración. Como referencia se utilizaron los valores asociados a cotizaciones en diversos estudios de prefactibilidad a nivel nacional, en base a los programas de cofinanciamiento desarrollados por la AChEE, obteniéndose los siguientes costos de instalación

Motor de combustión interna: 6.800 USD/kW

Turbinas: 4.000 USD/kW

Ciclo Rankine Orgánico: 8.800 USD/kW

Los costos consideran equipos de más de 200 kW, y consideran tanto los costos de inversión en equipos como los costos de obras e instalaciones.

El ahorro de energía consistirá en el ahorro en la compra de electricidad, restando el aumento del consumo en combustibles.



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Co-beneficios

Entre los principales co-beneficios de la cogeneración se puede destacar:

Mayor eficiencia energética (tanto en producción de la energía térmica más eléctrica como en la

trasmisión de esta última) implica menor consumo de combustibles, lo que redunda en mayor

disponibilidad de combustibles no renovables y menor dependencia energética del país.

Por tratarse de generación distribuida, aporta mayor confiabilidad a la red y reduce las inversiones

en trasmisión.



Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 0 0

2030 528.237 3.893.701

2050 1.040.656 20.897.590

Promedio 549.937

Costos

Tasa rec. 1% 3% 10%


VP Inversión $ 1.605 $ 770.318 $ 1.148 $ 551.042 $ 460 $ 229.919

VP Ahorros -$ 717 -$ 358.635 -$ 391 -$ 195.337 -$ 59 -$ 29.260


42,5 36,3 19,2


Con otros sectores

La cogeneración por parte de la industria puede desplazar generación en centrales eléctricas con combustibles más caros o con menores eficiencias globales (mayores costos marginales), lo que constituye un impacto directo en al sector "Generación eléctrica". En este sentido, el consultor entregará la potencia desplazada por las centrales de cogeneración al sector Generación.

El uso de biomasa para cogenerar puede implicar un impacto sobre el sector residuos y el sector agroforestal, al utilizarse una mayor cantidad de desechos agroforestales para generación de calor y electricidad. En este punto, el consultor requerirá la disponibilidad de recursos de biomasa que puedan ser utilizados en la cogeneración, con el fin detectar posibles límites superiores de ingreso de cogeneración con biomasa.

Con otras medidas



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Inversión en energías renovables para usos térmicos en la industria y minería, nueva y

existente.so de energía solar térmica en la industria


en el sector industrial y minero.




8.4.8 Información bibliográfica PNAEE 2010: Plan Nacional de acción 2010-2020, generado por PRIEN para el PPEE, 2010

PRIEN 2010: Estudio para el Desarrollo de la Cogeneración en Chile, Programa de Estudios e

Investigaciones en Energía (PRIEN) para el PPEE, 2010.

GAMMA 2004: Evaluación del Desempeño Operacional y Comercial de Centrales de Cogeneración y

Estudio del Potencial de Cogeneración en Chile, Gamma Ingenieros para la CNE, 2004.

EPA 2012: Fuel and Carbon Dioxide Emissions Savings Calculation Methodology for Combined Heat

and Power Systems, EPA, 2012

IEA ESTAP 2010: Combined Heat and Power, IEA ETSAP - Technology Brief E04, 2010.

IEA CHPa 2008: Combined Heat and Power - Evaluating the benefits of greater global investment,

IEA, 2008.

IEA CHPb 2008: Combined Heat and Power - Solution for low-carbon energy future, IEA, 2008.


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8.5 Medida 5: Incentivo al uso de combustibles convencionales de bajas emisiones de GEI para usos térmicos en el sector industrial y minero.

8.5.1 Descripción

El consumo de energía en la industria se divide en los consumos de energía eléctrica y consumo de combustibles, los cuales se utilizan principalmente para procesos térmicos. Siendo los principales combustibles utilizados en la industria y minería son diesel petróleo combustible, carbón, coque, y gas natural; el gas natural es el combustible que presenta la menor intensidad en sus emisiones de gases de efecto invernadero, por lo que su fomento permitiría a la industria reducir su impacto en el calentamiento global.

Figura 143 Emisiones por tipo de combustible Fuente (IPCC, 2006)

En promedio la combustión de gas natural emite aproximadamente un 50% menos de CO2 que carbón y un 33% menos de CO2 que derivados del petróleo. Adicionalmente, la combustión de carbón y petróleo emite otros contaminantes atmosféricos, por lo tanto el gas natural se considera un combustible limpio.

La medida apunta a la conversión desde sistemas térmicos que operen con diésel, petróleo combustible y carbón, a gas natural.

La medida afecta a todos los subsectores del sector industrial y minero que presenten consumos de energía para usos térmicos, que sean suplidos por los combustibles afectados.

8.5.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Alta, existe tecnología desarrollada y ampliamente utilizada en el país.

Factibilidad institucional media baja, considerando que la medida requiere un marco institucional que permita generar los incentivos económicos necesarios sobre el precio del gas natural.


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Factibilidad financiera Media baja, los costos de inversión son bajos, sin embargo en el escenario de proyección de precios dados, la diferencia a pagar en el costo de los combustibles es muy alta.


Se considera un instrumento financiero que incentive el uso de gas natural e hidrógeno (en desarrollo), por sobre el uso de otros combustibles fósiles. El instrumento financiero podría corresponder a un subsidio al precio del combustible o alguno de impacto similar.

Se considera que el instrumento cabe en la clasificación “Usando mercado”, pues la aplicación del mismo permitirá dar un impulso al funcionamiento de un mercado que tiene barreras relacionadas con los precios del combustible, y cuyo crecimiento permitirá desplazar otros combustibles que presentan mayores emisiones de GEI.

Se desarrolla en un contexto de impuestos y subsidios a combustible administrados por la Comisión Nacional de Energía (CNE).


Existen estudios que analizan distintos escenarios para el fomento del cambio de combustible a gas natural, entre estos escenarios se considera impuesto al carbón, remoción de subsidios a los combustibles fósiles y subsidio al precio del gas natural.

En Estados Unidos existe una tendencia a la baja en los precios del gas natural, con lo cual se proyecta una reducción en las emisiones de GEI estimándose que las emisiones asociadas se mantendrán un 5% bajo el nivel del año 2005 al año 2040, relacionado con un aumento en la participación del gas natural desde un 25% al año 2010 a un 30% al año 2040.

A la fecha no se han encontrado referencias internacionales es países importadores de gas natural, lo cual genera una brecha informativa pues existen importantes diferencias en los incentivos requeridos en el país por tratarse de un país principalmente importador.

A la fecha existen subsidios al gas natural sin diferenciarlo de otros combustibles fósiles, por lo que no se enmarcan en políticas de reducción de emisiones de CO2.


Las barreras actuales al uso de combustibles limpios se asocian principalmente a los mayores precios de éstos en el mercado, en relación a los precios de otros combustibles fósiles.

Respecto a las barreras a la implementación de un instrumento financiero de fomento al uso de combustibles limpios, la principal barrera es la oposición que puede existir de parte de los actores involucrados en el mercado de los combustibles fósiles al subsidio a un tipo de combustible particular.


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Potencial

El universo sobre el cual se aplica el consumo reemplazable corresponde a aquellas plantas con consumo térmico en calderas y hornos operando con combustible convencionales distintos al gas natural, se consideró el reemplazo para diésel y petróleo combustible. El potencial se estimó en base al balance de energía 2012.

De esta forma el potencial de reemplazo de energía anual es de 6.107 Tcal al año 2013, este potencial va creciendo conforme al crecimiento obtenido en la proyección de línea base del sector, que en promedio corresponde a un 1,6% por año. El valor para cada año será de:

Potencial

bruto (Tcal)

2013 6.107

2020 5.624

2030 5.012

2040 3.438

2050 2.241

Este potencial corresponde principalmente a un potencial de reemplazo de diesel, correspondiendo un 73% del potencial a este combustible y un 23% del potencial al reemplazo de petróleo combustible.


La medida corresponde a un fomento que incentive el uso del gas natural por sobre otros combustibles21.

La medida es muy costo efectiva debido a las diferencias proyectadas entre el costo de otros combustibles y el costo del gas natural. Por lo anterior se considera apropiada una tasa del 5% anual respecto al potencial. El potencial de reemplazo de fuente de energía, que se traduce en un ahorro en la compra de combustibles es:


2015 1.004

2020 2.293

2025 3.351

2030 3.870

2035 3.726

2040 3.347

2045 2.717

2050 2.241



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Debido a que esta medida estará determinada por las capacidades actuales de almacenamiento y transporte de gas natural, se calcula la equivalencia en unidades físicas, la cual será la siguiente:

GN requerido (millones m3/año)

2015 121

2020 276

2025 404

2030 466

2035 449

2040 403

2045 327

2050 270

La mitigación estará dada por el factor de emisión de cada uno de los combustibles reemplazados.

Costos y beneficios

Los costos de instalación en la conversión de quemadores es de 11,6 USD/kW (Fuente: MIT Study on the future of natural gas).

No se considera aumento en los costos de mantenimiento.

Co-beneficios

A nivel local el uso de combustibles limpios implica una reducción en la emisión de contaminantes atmosféricos.



Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 85.201 176.909

2030 323.040 3.739.637

2050 179.922 8.976.080

Promedio 236.213

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 7 $ 3.334 $ 6 $ 2.900 $ 4 $ 1.929

VP Ahorros -$ 8.054 -$ 3.864.292 -$ 4.075 -$ 1.955.093 -$ 121 -$ 57.976


-896,5 -453,3 -13,0


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50


Con otros sectores


Con otras medidas








8.5.8 Bibliografía “Coal to Natural Gas Fuel Switching and CO2Emissions Reduction”, Jackson Salovaara, Harvard

College. 2011.

“Leveraging natural gas to reduce greenhouse gas emissions”, Center for climate and energy

solutions. 2013.

“Hydrogen Economy for Low Carbon Society”, Technology Research Institute, Tokyo Gas Co., Ltd.

2008.


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51

8.6 Medida 6: Instalación de sistemas de captura y almacenamiento de CO2 (CAC) en subsectores de alta intensidad de emisiones de GEI.

8.6.1 Descripción

La captura y almacenamiento de dióxido de carbono (CO2), constituye un proceso consistente en la separación del CO2 emitido por la industria y fuentes relacionadas con la energía, su almacenamiento y su aislamiento de la atmosfera a largo plazo. La CAC tiene una mayor potencialidad de implantación inicial en aquellas aplicaciones industriales más intensivas en emisiones de CO2.La captación de CO2 puede aplicarse a grandes fuentes puntuales; éstas comprenden a las instalaciones de combustibles fósiles o de energía de la biomasa de grandes dimensiones, principales industrias emisoras de CO2, la producción de gas natural, plantas de combustibles sintéticos y las plantas de producción de hidrógeno alimentadas por combustibles fósiles. De entre los diferentes sectores de producción industrial, el del cemento destaca por su significativa contribución a las emisiones de CO2 a la atmósfera. Las emisiones totales del sector a nivel mundial se fijaron en 1,8Gt/año en el año 2005, de acuerdo con los datos publicados por la Agencia Internacional de la Energía (IEA).

La medida apunta a todos los subsectores de la industria y minería, con énfasis en los sectores intensivos en las emisiones de gases de efecto invernadero como Cemento y Siderurgia, y aquellas plantas de otros sectores que utilicen hornos de alta temperatura.

Se espera que las tecnologías estén comercialmente disponibles a partir del año 2020 para subsectores industriales de alta intensidad de emisiones22, por lo que la medida operaría a partir de ese año.

8.6.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Baja, tecnología en desarrollo.

Factibilidad institucional media baja, considerando que la medida requiere un marco institucional que incentive a la inversión en mitigación de CO2

Factibilidad financiera Media baja, los costos de inversión y de operación son altos.


A nivel de política pública se incentiva la incorporación de tecnologías de captura de CO2 por parte de las Industrias energointesivas que tienen altas emisiones de CO2.El privado debe financiar un porcentaje alto de la inversión requerida para implementar y ejecutar los proyectos.

Considera las siguientes actividades:

Campaña Nacional: Elaborar y ejecutar campañas de difusión de tecnologías existentes para

captura de CO2 en el sector industrias con el fin de informar a través de expertos de la existencia de

22 Technology RoadmapCarbon Capture and Storage in Industrial Applications (IEA 2012)


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52

ésta tecnología a nivel internacional, utilizada como herramienta de mitigación del cambio

climático.

Elaborar y apoyar Programas de investigación a nivel nacional tanto para la captación de CO2 en las

industrias, como de reutilización en usos industriales del CO2 capturado.

Crear Programas de apoyo que entreguen las herramientas técnicas, a los sectores interesados en

evaluar e implementar proyectos de CAC.

Crear leyes, reglamentos y normas claras tanto para implementar proyectos de captura de CO2,

como también todo lo relacionado con el almacenamiento, normas para carbonatación mineral y

usos industriales.

Impuesto sobre la tonelada de CO2 emitida y/o tasa a las industrias con altas emisiones

(energointesivas) como resultado de sus procesos y que no implementen medidas de mitigación

efectivas de reducción de emisiones en el largo plazo23.

Acorde a sus características se clasifica como

Regulación ambiental: Crear la regulación necesaria para implementar la captura en las industrias

de cemento, acero, químicos. También se debe dictar la normativa para el manejo del CO2

capturado, su transporte, almacenamiento geológico / oceánico (si es factible o no), manejo en

caso de fuga, y se debe considerar además la carbonatación mineral y la reutilización industrial.

Creando mercado: Se realizará difusión y proyectos demostrativos que apoyarán a la creación de

este nuevo mercado en el país.

Usando mercado: El impuesto específico para las empresas más emisoras impulsará a estas a

realizar proyectos de captura de CO2

El instrumento se enmarca en un contexto de impuestos a las emisiones de CO2.

Financiamiento compartido: El gobierno debe incentivar el uso de este tipo de tecnología en las industrias entregando un cofinanciamiento a la inversión de la tecnología a incorporar en los procesos que incentive al privado a costear el diferencial de inversión de la tecnología y sus costos de operación, y de la alternativa que se considere para almacenar o para su reutilización.

8.6.4 Estado del arte internacional

La preocupación ante los informes de cambio climático y efecto de las emisiones de CO2 generó gran interés en la investigación de tecnologías eficientes de captura, desarrollándose rápidamente métodos eficientes para implementar en las industrias intensivas en energía, responsables de casi el 50% de las emisiones de este gas en la Unión Europea. La capacidad técnica de remover CO2 de las fuentes puntuales de emisión se ha establecido; sin embargo actualmente son muy pocas las manifestaciones en gran escala de esta tecnología, principalmente por los costos que implica y en la mayoría de los casos las tecnologías individuales no han sido integradas al nivel que estaba previsto. De esta manera, si bien teóricamente se puede superar el índice de captura de emisiones, el enfoque actual de las investigaciones está en optimizar

23 En 2009, países como Dinamarca, Finlandia, Noruega, Suecia, o la provincia canadiense de Columbia Británica ya aplican algún tipo de impuesto sobre el carbono, a veces parcial, y otros como Francia, anunciaron su implantación para el año 2010. Nueva Zelanda ha establecido un mercado de intercambio de

cuotas de emisión. La aplicación varía pues entre los diferentes países. Fuente: http://www.carbontax.org/progress/where-carbon-is-taxed/

http://www.carbontax.org/progress/where-carbon-is-taxed/


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53

económicamente los procesos utilizados en la actualidad. En el aspecto técnico, el objetivo del proceso es producir una corriente concentrada de CO2 que pueda transportarse fácilmente a un lugar de almacenamiento seguro. La tecnología se aplica principalmente en centrales eléctricas de carbón, lignito (tipo de carbón mineral) y gas natural, además, el continuo desarrollo de estas tecnologías ha ampliado su uso a refinerías, plantas de cemento, acero y químicas o también en procesos de biomasa los cuales implican emisiones netas negativas.


Las barreras que el instrumento espera superar son la falta de información a partir de experiencias en el país. Es muy importante realizar estudios para reducir costos y establecer políticas claras que limiten las emisiones de efecto invernadero en el país.

Mientras que las barreras al instrumento corresponden a barreras normativas, regulatorias y legislativas: actualmente no hay leyes que den las señales ambientales y económicas para viabilizar una posible inversión en CAC en el largo plazo. Falta crear un marco legal y reglamentario adecuado.

Aunque parte de esta tecnología ya son de eficacia probada, sería esencial ampliar la experiencia y el conocimiento, así como reducir las incertidumbres acerca de ciertos aspectos de la captura y almacenamiento de CO2 para permitir su despliegue a gran escala.

Se requieren más estudios, tanto para analizar y reducir los costes, como para estimar la capacidad real de reducción de emisiones y su consumo de energía.

8.6.6 Costos y beneficios



Potencial

La medida es aplicable sobre los subsectores que presentan alta intensidad en sus emisiones de gases de efecto invernadero, correspondientes a aquellos que presentan usos térmicos de alta temperatura. Por lo tanto se aplicarán sobre los subsectores Cemento y Siderurgia en su totalidad, y sobre aquellas plantas que presenten consumos de energía térmica asociados al uso de hornos de alta temperatura. Se descartan aquellos casos que operan con energías limpias tales como gas natural y biomasa, y con electricidad.

El potencial se basa en la base de datos corregida de la Encuesta Industrial de demanda y eficiencia energética 2009, PPEE.

Se considera que para las plantas sobre las cuales se aplica la tecnología se reducen las emisiones en un 80% (fuente: IEA)

De esta forma el potencial de reemplazo de energía anual es de 2.251 Tcal al año 2009. Este potencial se actualiza al año 2013 acorde al crecimiento en el consumo de energía quedando en un valor de 2.642 Tcal, este potencial va creciendo conforme al crecimiento obtenido en la proyección de línea base del sector. El valor para cada año será de:


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54

Potencial

bruto (Tcal)

2015 2.629

2020 2.607

2030 2.570

2040 2.421

2050 2.274


Debido a que se trata de una tecnología en desarrollo, se espera su introducción el año 2025, de forma comercial (fuente: IEA). Respecto a este año, se supone una tasa de penetración del 2% anual, tasa considerada apropiada para una medida de fomento, asociada a altos costos24.

El potencial de captura de CO2, en su equivalente a la energía generada por los combustibles utilizados en el proceso de combustión, serán:

Equivalente energía capturada (Tcal)

2025 42

2030 236

2035 409

2040 558

2045 686

2050 795

La mitigación estará dada por el factor de emisión de cada uno de los combustibles utilizados en los procesos en que ocurre la captura, ponderando este valor por la participación de cada combustible en el potencial, correspondiente a la indicada en la siguiente tabla:


Electricidad 0%

Gas Natural 0%

Gas Licuado 0%


Diesel 13%

Kerosén 0%


Carbón 0%

Coque mineral 0%

Biomasa 0%



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Adicionalmente existe un aumento en el consumo de energía, asociado a la utilización de este tipo de tecnologías de 714 Mcal por cada tonelada de CO2 capturada.

Costos y beneficios

Costos de inversión y costos de operación, obtenidos del documento “Carbon Capture & Storage: Assessing the economics. McKinsey 2008”, siendo los siguientes

Costos de inversión directos 3200 Euro/kW de potencia térmica del sistema sobre el cual se aplica

la captura.

Costos de transporte 674 Euro/kW (Estimado en base a la relación entre los costos de transporte y

costos de inversión directo)

Costos de almacenamiento (Acuíferos salinos) 674 Euro/kW(Estimado en base a la relación entre

los costos de almacenamiento y costos de inversión directo)

Los costos de operación y mantenimiento se consideran un 2,5 % de los costos de inversión, en

base al documento citado.

Co-beneficios

A Nivel Industrial, en el caso de carbonatación mineral y reutilización en procesos de CO2, se

generan ganancias al vender o utilizar estos insumos. A continuación se citan algunos ejemplos en

los que el CO2 es empleado como recurso del proceso industrial y además sustituye a algunos

compuestos tóxicos.

Nivel Local, se evitan las emisiones de CO2 a la atmosfera.

Nivel Nacional, mejor imagen país al reducir notablemente las emisiones de CO2 al contribuir con

los compromisos nacionales de reducción de emisiones.


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Los resultados obtenidos son:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 0 0

2030 88.914 316.925

2050 301.812 4.532.813

Promedio 119.285

Costos

Tasa rec. 1% 3% 10%


VP Inversión $ 193 $ 92.572 $ 123 $ 59.118 $ 31 $ 14.979

VP O&M $ 331 $ 158.732 $ 198 $ 95.131 $ 41 $ 19.800


115,5 70,9 16,0


Con otros sectores

Interrelación con el Sector generación, subsector generación eléctrica debido al aumento de consumo de energía eléctrica por parte de las industrias que implementen los sistemas de CAC.

Con otras medidas

No se consideran interrelaciones con otras medidas.

8.6.9 Información bibliográfica La captación y el almacenamiento de Dióxido de Carbono, Informe especial del IPCC, 2005.

Informe especial sobre captura y almacenamiento de dióxido de carbono del IPCC, PNUMA (2007).

Estado del arte de las tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 en la industria del

cemento, Agrupación de Fabricantes de cemento de España, Diciembre 2010.

Vega, Lourdes. El CO2 como recurso. De la captura a los usos industriales. 1a Edición. Barcelona.

Fundación Gas Natural, 2010. 224 p. ISBN: 978-84-614-1195-5.

Facts on CO2 Capture and Storage. A Summary of a Special Report by the Intergovernmental Panel

on Climate Change, GreenFacts (2007).

CRC for Greenhouse Gas Technologies, http://www.co2crc.com.au/

“Guía metodológica para la estimación de emisiones atmosféricas de fuentes fijas y móviles en el

registro de emisiones y transferencia de contaminantes”, Ministerio de Medio Ambiente, 2009.

Puyvelde, CCS Opportunities in the Australian cement sector, CO2CRC, 2008.

http://www.co2crc.com.au/


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57

8.7 Medida 7: Recambio de motores eléctricos en el sector industrial y minero.

8.7.1 Descripción.

Recambio de motores ineficientes y/o estándar entre 1 HP y 10 HP en los siguientes casos:

a) Reemplazo de motores antiguos cercanos al término de su vida útil (obsolescencia), los cuales

deben ser reemplazados por un motor nuevo.

b) Reemplazo de un motor instalado, que luego de una falla, se debe decidir si es reparado

(rebobinado), o reemplazado por un motor nuevo, ya sea un motor eficiente o uno estándar.

La medida se aplica a todo el sector de industria y minería, enfocándose en las plantas con usos de energía eléctrica en motores.

8.7.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Alta, tecnología disponible y utilizada en el país.

Factibilidad institucional media alta, requiere de una campaña que disponga de fondos para el recambio.

Factibilidad financiera Alta, costos de inversión bajos.


Dentro de los planes de acción de eficiencia energética es necesaria la intervención del estado para incentivar la inversión privada en el recambio de motores creando campañas de difusión y apoyando económicamente la baja de motores antiguos y su reemplazo por motores eficientes.

La actividad consiste en un programa público de recambio de motores. El instrumento se clasifica como “Usando Mercado”, pues se estimula el funcionamiento de un mercado de motores eficientes existente mediante el cofinanciamiento otorgado por el Estado.

Por tratarse de una medida de eficiencia energética, cuya reducción de gases de efecto invernadero se asocia a una reducción del consumo de energía, el instrumento debe plantearse en el contexto de un plan nacional de acción de eficiencia energética, que permita conjugar los esfuerzos desde distintos puntos por reducir los consumos de energía del país. En caso de no estar en un contexto de un plan nacional, se deberá desarrollar como un programa específico en el área de industria y minería de las instituciones de apoyo y difusión a la eficiencia energética (AChEE).

Financiamiento público/privado. El privado asume la compra de un motor nuevo y el estado paga la diferencia de precio con un motor de alta eficiencia.

El estado se encarga del financiamiento de la chatarrización y disposición de los motores dados de baja.


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Existen diversos países con experiencia en recambio de motores:

EE.UU:

En Julio de 2009, en los Estados Unidos de Norteamérica se ha propuesto el “Tax Bill S.1639”, titulado “Expanding Energy Efficiency Incentives Act” (42 U.S.C. 6311 Section 347 Motor efficiency rebate program). A aquellos usuarios que sustituyan un motor, se les otorgará un “tax credit” de 125 US$/HP en el caso que el motor sea sustituido por un motor con control de velocidad (electrónico) y para aquellos usuarios que reemplacen un motor existente por un motor “nuevo de eficiencia NEMA Premium o mejor” se les otorgará un “tax credit” de 25 US$/HP. También se considera el gasto asociado al manejo de los desechos asociado al motor que se deja en desuso (5 US$/HP) lo que evidentemente deberá tener una certificación específica. El programa citado está asociado a un presupuesto de aproximadamente US$ 80.000.000 por año. Un presupuesto como el citado alcanza para sustituir del orden de 2,5 millones de HP por año, lo que, a su vez, estaría asociado a un consumo de unos 8000 Gigawh/año sólo en motores eléctricos.

EUROPA:

En Europa se distinguen tres niveles de eficiencia (EFF1, EFF2 y EFF3), siendo el nivel EFF1 el mejor.

3000 RPM Motors, 2 polos 1500 RPM Motors, 4 polos

kW EFF1 [%] EFF2 [%] kW EFF1 [%] EFF2 [%]

1.1 82.2 76.2 1.1 83.8 76.2

1.5 84.1 78.5 1.5 85.0 78.5

2.2 85.6 81.0 2.2 86.4 81.0

3 86.7 82.6 3 87.4 82.6

4 87.6 84.2 4 88.3 84.2

5.5 88.6 85.7 5.5 89.2 85.7

7.5 89.5 87.0 7.5 90.1 87.0

11 90.5 88.4 11 91.0 88.4

15 91.3 89.4 15 91.8 89.4

18.5 91.8 90.0 18.5 92.2 90.0

22 92.2 90.5 22 92.6 90.5

30 92.9 91.4 30 93.2 91.4

37 93.3 92.0 37 93.6 92.0

45 93.7 92.5 45 93.9 92.5

55 94.0 93.0 55 94.2 93.0

75 94.6 93.6 75 94.7 93.6

90 95.0 93.9 90 95.0 93.9

Fuente: European Efficiency Labeling Scheme, European Committee of Manufacturers of Electrical Machines and Power Electronics (CEMEP), 1999.

En base a esta definición de eficiencia de motores eléctricos, en Andalucía, se desarrolló un esquema de subsidios para la sustitución de motores existentes. Este subsidio marcaba diferencias entre empresas pequeñas, empresas medianas y grandes empresas. En efecto, en el caso de empresas pequeñas subsidia hasta el 80% del valor del motor, en mediana empresas hasta el 70% y en grandes empresas hasta el 60%.


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MEXICO:

El programa de uso de motores eficientes desarrollado en México enfoca su trabajo atendiendo en forma conjunta las diferentes fuentes de ineficiencia de todo el proceso en el que participa el o los motores eléctricos. Así por ejemplo si se trata de un motor eléctrico para comprimir aire, entonces se analizan y recomienda no sólo el uso de un motor eficiente, sino que su potencia sea la adecuada, de modo que se le utilice la mayor parte del tiempo en la zona en que el motor es eficiente. Agrega al concepto el evitar fugas de aire, las que establece que representan pérdidas de hasta un 50% en instalaciones descuidadas. Financia el proyecto de sustitución de los motores y del mejoramiento de las instalaciones el que le es pagado a CONAE (Comisión nacional para el Ahorro de Energía) mediante los ahorros logrados. El CONAE ha desarrollado normas de eficiencia energética para equipos y sistemas: estándares para equipos del hogar e inmuebles (electrodomésticos, calentadores de agua, acondicionadores de aire, etc.), normas de alumbrado público y lámparas eficientes, normas de eficiencia mínima de motores eléctricos monofásicos y trifásicos, normas de estándares de envolventes de edificios no residenciales. El CONAE hoy ha ampliado su tarea a través del CONUEE (Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía). Establece dos líneas de acción:

a) Promoción de cambio tecnológico, lo que en el caso de motores eléctricos se traduce en la

sustitución de motores obsoletos e ineficientes, establecimiento de un marco regulatorio que

impulse la adopción de medidas de eficiencia energética, la adopción de incentivos económicos

fiscales que favorezcan la eficiencia energética (sustitución de tecnologías ineficientes, apoyos

económicos a grupos marginados, penalización de tecnologías ineficientes, entre otros).

b) Promoción de cambio de comportamiento en los usuarios finales (difusión de mejores prácticas

mediante campañas informativas, utilización de incentivos económicos y no económicos para

fomentar hábitos tendientes al uso eficiente de la energía).

En el caso de motores eléctricos el CONAE ha desarrollado programas de incentivo económico para detonar el cambio tecnológico. Específicamente, en el caso de motores eléctricos, suministró incentivos económicos a los usuarios que manifestaban una clara intención de sustituir los motores ineficientes de su empresa. Relacionado con lo anterior, identificó con un “sello FIDE” los equipos eficientes.

Entre el año 2010 y el año 2012 se espera reducir en 3,5 TWh el consumo de la electricidad en motores eléctricos en todo el país.

En Chile se han llevado acciones con el fin de incentivar el recambio de motores. Con el proyecto piloto de recambio de motores eléctricos en la minería del cobre en chile el año 2009 por la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (Programa País de Eficiencia Energética) se estudiaron los siguientes casos:


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Además, la ACHEE en el año 2009 , dentro de la iniciativa : “ Produce con buena energía”, el proyecto : “

Introducción de motores eléctricos eficientes “ que buscaba impulsar la incorporación de más de 6000

motores eficientes en el sector industrial entre los años 2009 y 2010.El incentivo costeaba la diferencia

entre el valor del motor eficiente y un motor estándar de igual Potencia , así el privado adquiría un motor

nuevo eficiente al precio de uno estándar.


Se distinguen dos barreras principales para la instalación de motores eficientes:

Financiera: El diferencial de costo de inversión a ser financiado por el privado. En los casos de los

motores que ya cumplieron su vida útil pero siguen operando.

Cultural: Al no considerar el costo de la energía en el tiempo, se prefiere la opción con conto de

inversión más baja, esto es, rebobinar un motor antiguo que ha fallado en vez de comprar uno

nuevo de mayor eficiencia.

Para la superación de estas se propone Crear alianzas con empresas distribuidoras de motores eficientes que garanticen una oferta amplia.



Potencial

El universo sobre el cual la medida es aplicable, corresponde al Parque de motores antiguos de 1 a 10 HP cercanos al término de su vida útil (obsolescencia), los cuales deben ser reemplazados por un motor nuevo, y aquellos motores candidatos a rebobinado. La obsolescencia se considera por cada 15 años de duración de un motor, y el rebobinado cada 10 años (basados en la información de la “Caracterización del parque actual de motores Eléctricos en Chile”. Ministerio de Minería, 2007), por lo tanto de los motores a recambiar corresponderán a n 40% de recambio por obsolescencia y a un 60% de recambio por rebobinado.

El ahorro de energía estará dado por la diferencia entre la eficiencia del parque y la eficiencia de un motor eficiente para el caso de un recambio por rebobinado (pues se reemplaza el motor existente por uno de alta eficiencia), y por la diferencia entre la eficiencia de un motor estándar (clase B) y un motor de alta eficiencia (clase A) para el caso de un rebobinado por obsolescencia (pues se cambia la decisión del usuario de comprar un motor estándar por comprar uno eficiente, pagando la diferencia). Los datos de rendimiento utilizados corresponden a los presentados en el estudio “Estudio del Mercado de Maquinaria que integra un Motor Eléctrico en Chile” (2009, PPEE). Los datos de cada caso se presentan en la siguiente tabla:


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Rango de Potencia [HP]

Rendimiento Parque Rendimiento Clase A Rendimiento Clase B Ahorro unitario Clase A- Parque (kWh)

Ahorro unitario Clase A-Clase B (kWh)

1 – 5 79,75% 86,90% 84,60% 1.315 399

6 – 10 84,93% 91,10% 81,00% 2.710 4.651

Tasa de penetración

La cantidad de motores a recambiar se establecerá como supuesto de los cálculos, determinando una cantidad inicial de 3000 motores el año 2014 (acorde a lo propuesto en el estudio “Bases para la elaboración de un plan nacional de acción de eficiencia energética 2010 – 2020) cantidad que aumenta acorde al crecimiento del PIB.

La cantidad de motores cambiados por cada tamaño se estimará a partir del consumo de energía eléctrica proyectado para el sector industrial, y el porcentaje del consumo de energía eléctrica asociado al uso de motores de 1 a 10 HP (acorde al estudio “Datos estudio de mercado de motores electricos en Chile, 2009, PPEE”).

Se consideran los siguientes rendimientos:

• Motor NEMA: 87% para 1 a 5 HP, y 89% para 6 a 10 HP

• Motor Premium: 90% para 1 a 5 HP y 92% para 6 a 10 HP

La medida tiene una duración de 15 años (correspondiente a la vida útil de un motor estándar) debido a que opera como un impulso inicial a través del subsidio de una tecnología para algunos sectores industriales y mineros.La cantidad de motores a recambiar cada año será:

Año TOTAL 1-5 HP 6-10 HP

Obsolescencia Rebobinado Obsolescencia Rebobinado

2013 0 0 0 0 0

2014 3.000 359 538 841 1.262

2015 3.147 376 565 882 1.324

2016 3.295 394 592 924 1.385

2017 3.443 412 618 965 1.448

2018 3.594 430 645 1.008 1.511

2019 3.749 448 673 1.051 1.577

2020 3.906 467 701 1.095 1.643

2021 4.066 486 730 1.140 1.710

2022 4.229 506 759 1.186 1.778

2023 4.394 526 788 1.232 1.848

2024 4.561 546 818 1.279 1.918

2025 4.730 566 849 1.326 1.989

2026 4.900 586 880 1.374 2.060

2027 5.072 607 910 1.422 2.133

2028 5.244 627 941 1.470 2.206

2029 5.420 648 973 1.520 2.279

2030 5.599 670 1.005 1.570 2.354

2031 5.781 692 1.037 1.621 2.431


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ina1

62

El ahorro de energía cada año será:

Año Ahorro Energía Eléctrica (GWh)

Obsolescencia Rebobinado Total

2013 - - 0

2015 8,3 8 16,8

2020 32,6 33 65,8

2025 62,3 63 125,8

2030 97,8 100 197,3

2031 105,6 107 213,1

La mitigación se asociará a los factores de emisión de cada sistema eléctrico involucrado, para lo cual se considera la distribución del consumo de energía eléctrica entre distintos sectores (en base al balance de energía), el porcentaje del consumo de energía eléctrica destinado al uso de motores en cada sector (en base a “Estudio del Mercado de Maquinaria que integra un Motor Eléctrico en Chile”), y la distribución del consumo eléctrico entre SIC y SING obtenida de las proyecciones de consumo de cada sector, obteniéndose la siguiente información:

Energía eléctrica consumida

Energía motores

SIC SING

Celulosa y papel 26% 62% 100% 0%

Cobre 51% 69% 46% 54%

Hierro 23% 100% 100% 0%

Salitre 25% 98% 0% 100%

Minas varias 4% 90% 37% 63%

Siderurgia 28% 77% 100% 0%

Petroquímica 9% 95% 100% 0%

Cemento 17% 98% 88% 12%

Azucar 2% 90% 100% 0%

Pesca 4% 84% 73% 27%

Industrias varias 30% 66% 92% 8%

Costos y beneficios

Se considera la diferencia en los costos de inversión para ambos casos (obsolescencia y rebobinado) entre un motor de clase A y un motor de clase B. Los valores utilizados son los establecidos en el Programa de Recambio de motores del Programa País de Eficiencia Energética, siendo de 84 USD para motores de menos de 5 HP y de 385 USD para motores de entre 5 y 10 HP.

No se considera aumento en los costos de mantenimiento y se considera una reducción en los costos de la energía por la reducción en el consumo asociada al mayor rendimiento del motor.

Los beneficios económicos estarán dados por el ahorro de energía eléctrica, asociado a los precios de la energía de cada sistema eléctrico.


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Los resultados obtenidos son

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 8.641 12.750

2030 83.843 744.426

2050 54.354 2.069.933

Promedio 43.786

Costos

Tasa descuento 1% 3% 10%


VP Inversión $ 21 $ 10.282 $ 17 $ 8.288 $ 9 $ 4.333

VP Ahorros -$ 368 -$ 184.054 -$ 241 -$ 120.703 -$ 73 -$ 36.490


-168 -109 -31


Con otros sectores

El recambio de motores reduce el consumo eléctrico, disminuyendo las presiones sobre el sector de generación eléctrica.

Con otras medidas


Restricción a la entrada de motores eléctricos ineficientes, mediante estándares mínimos de

eficiencia (MEPS).

Impulso al uso eficiente de la energía en la industria, a través de la realización de auditorías

energéticas y aplicación de las medidas de eficiencia energética detectadas.

Inversión en la implementación de sistemas de gestión de la energía en el sector industrial y

minero.


8.7.8 Información bibliográfica • Estimación preliminar del potencial de la eficiencia en el uso de la energía eléctrica al abastecimiento

del sistema interconectado central, PRIEN, Junio 2008.

• Caracterización del parque actual de motores Eléctricos en Chile, PRIEN, 2007.

• Proyecto Piloto de reemplazo de motores Eléctricos en la Minería de Cobre-Chile, Estudio de Caso,

Departamento de Ingeniería Eléctrica Universidad de Santiago de Chile, Octubre de 2009.

• Gamma2010: Estudio del mercado de maquinaria que integra motores eléctricos trifásico en Chile,

Gamma Ingenieros S.A., Abril 2010.


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8.8 Medida 8: Restricción a la entrada de motores eléctricos ineficientes, mediante estándares mínimos de eficiencia (MEPS).

8.8.1 Descripción.

Establecer estándares mínimos de eficiencia (MEPS) de manera legal, para motores de inducción importados y comercializados en el país. Este programa considerará motores eléctricos de inducción, de 4 polos y de potencias hasta 100HP, pues estos resultan ser costo efectivo para distintas horas de uso, según PRIEN 2008. Se evaluará considerar rangos de potencias mayores en la medida que resulten costos efectivas en los usos de la mayoría de las industrias.

El nivel de MEPS será revisado y actualizado cada 5 años y será fijado de acuerdo a un análisis de costo efectividad para el usuario.

Si bien la mitigación se modela para el sector industrial, la restricción a la entrada de motores ineficientes afectará a todos los sectores que consideren el uso de motores.

8.8.2 Factibilidad


Factibilidad institucional media baja, requiere de marco normativo para la aplicación del estándar.

Factibilidad financiera Alta, costos de inversión bajos.


Corresponde a un instrumento de carácter público, pues mediante una norma se restringe la entrada de motores ineficientes. Requiere por lo tanto de la creación de una Norma Nacional de estándares mínimos para motores de inducción.

Por sus características se clasifica como Regulación energética



Los programas de generación de estándares mínimos de eficiencia han sido aplicados en varios países durante los últimos años. La siguiente tabla, muestra la situación internacional en lo que respecta a la implementación de MEPS para los motores eléctricos de inducción.


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Si bien no existe información que permita determinar con claridad la fracción del consumo de los motores en la industria y minería, según datos internacionales, cerca del 70% (69%25, 70%26, 67%27, 70%28) de la energía eléctrica usada por la industria corresponde a la consumida por motores de inducción. Esto hace que el mejoramiento de la eficiencia energética en estos equipos cobre gran relevancia.


Algunas de las barreras a la implementación del proyecto se relacionan con que no se cuenta con un centro de referencia universitario o privado que sea capaz de certificar el rendimiento de los motores.

Se requerirá crear un centro de referencia universitario o privado para certificar mediante un ensayo estándar la eficiencia de motores, importados o de fabricación nacional, que se quieran comercializar en el país. La capacidad de certificación nacional deberá ser ampliable en el futuro para certificación y estandarización de otros equipos, tales como calderas, intercambiadores de calor, etc.

Se requerirá además realizar catastros de los motores actualmente utilizados en el sector industrias y minerías por rango de potencia y horas de uso.

25 EU 2000

26 KOREA 2007

27 CEREN 2009

28 Aníbal T. De Almeida et al, “VSDs for Electric Motor Systems”, estudio para el programa SAVE de la Unión Europea (2000)


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Potencial

El universo sobre el cual se aplica la medida es respecto de los motores comprados por año, los cuales estarán conformados por:

• Motores que entran por reemplazo, tras cumplimiento de la vida útil, dado por la tasa de falla del parque.

• Motores que entran por crecimiento del parque, equivalente al crecimiento del consumo de energía en la industria.

La tasa de cambio por ambas razones será:

% anual

Cambio por rebobinado 10%

Cambio por obsolescencia

7%

La mitigación se asocia a la reducción en el consumo de energía de un motor Premium versus un motor estándar. Se consideran los siguientes rendimientos por cada rango de potencia:

Rendimientos Potencia [HP]

Rendimiento Parque Rendimiento clase A

Rendimiento clase B

5 79,60% 87% 85%

10 83,00% 91% 81%

15 84,20% 91% 90%

20 86,80% 93% 92%

25 86,80% 95% 93%

30 87,50% 96% 95%

50 88,90% 96% 95%

75 89,80% 96% 95%

100 90,30% 96% 95%

La fuente de información de los valores utilizados corresponde al estudio “Caracterización del parque actual de motores Eléctricos en Chile” (Ministerio de Mnería, 2007) y “Estudio de mercado de motores eléctricos en Chile” (2009, PPEE).

El ahorro de energía será:

Rango de Potencia [HP] Ahorro unitario Premium- Parque (kWh)

Ahorro unitario Premium-NEMA (kWh)

1 – 5 1.345 399

6 – 10 3.640 4.651

11 – 20 5.808 1.327

21 – 50 13.246 2.786

51 – 100 30.973 5.403


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Por tratarse de una norma, que elimina del mercado los motores ineficientes, la tasa de penetración será del 100% del universo de motores nuevos desde el año 2015.

El ahorro total será: Ahorro total I&M (GWh)

SIC SING TOTAL

2015 168 75 244

2020 210 102 311

2025 259 139 398

2030 283 150 433

2035 312 167 479

2040 337 182 519

2045 360 194 553

2050 381 206 587

La mitigación se asociará a los factores de emisión de cada sistema eléctrico involucrado, para lo cual se considera la distribución del consumo de energía eléctrica entre distintos sectores (en base al balance de energía), el porcentaje del consumo de energía eléctrica destinado al uso de motores en cada sector (en base a “Estudio del Mercado de Maquinaria que integra un Motor Eléctrico en Chile”).

Costos y beneficios

Los costos de inversión para cada una de las tecnologías consideradas son (Fuente: BID 2012):

o 430 USD Motor NEMA de 1 a 5 HP o 456 USD Motor Premium de 1 a 5 HP o 630 USD Motor Nema de 6 a 10 HP o 645 USD Motor Premium de 6 a 10 HP

Se considerará el incremental en las inversiones entre las tecnologías estándar y las Premium para cada caso.

No se considera aumento en los costos de mantenimiento y se considera una reducción en los costos de la energía por la reducción en el consumo asociada al mayor rendimiento del motor.

Los ahorros asociados a la reducción en el consumo de energía estarán dados por los precios de la electricidad de cada sistema eléctrico.

Co-beneficios

A nivel local, la reducción en el consumo de combustibles implica una reducción en la emisión de contaminantes atmosféricos.

A nivel país la reducción en el consumo de combustibles, en su mayoría importados, implica una reducción en los niveles de dependencia energética.


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Los resultados son:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 128.483 128.483

2030 195.296 2.756.521

2050 155.894 6.157.799

Promedio 155.347

Costos

Tasa rec. 1% 3% 10%


VP Inversión $ 41 $ 19.827 $ 30 $ 14.478 $ 13 $ 6.229

VP Ahorros -$ 1.036 -$ 517.847 -$ 710 -$ 355.049 -$ 261 -$ 130.268


-161 -110 -40


Con otros sectores El recambio de motores reduce el consumo eléctrico, disminuyendo las presiones sobre el sector de generación eléctrica.

Con otras medidas La medida se relaciona con la medida “Recambio de motores eléctricos en el sector industrial y minero. Con la que se restaran parte de los impactos en caso de coexistir en un mismo escenario de mitigación.

8.8.8 Información bibliográfica PRIEN 2008: Estimación preliminar del potencial de la eficiencia en el uso de la energía eléctrica al

abastecimiento del sistema interconectado central, PRIEN, Junio 2008.

EU 2000: Improving the Penetration of Energy-Efficient Motors and Drives”, estudio para la European

Comission (2000): basado en censo de motores en la UE.

KOREA 2007: Pil-Wan Han et al, “Energy Saving Program and Standards for 3-Phase Induction Motor in

Korea”, (2007).

BRA 2008: Brazilian Experiences in Industrial Induction Motor’s MEPS Implementation, George Alves

Soares et al, (2008).

CEREN 2009: Bruno Millet, “French Industry: Potential of Energy Saving in Electrical Motors”, CEREN,

(2009).

SAVE 2000: Aníbal T. De Almeida et al, “VSDs for Electric Motor Systems”, estudio para el programa

SAVE de la Unión Europea (2000).

PNAE 2010: Estudio de Bases para la Elaboración de un Plan Nacional de Acción de Eficiencia

Energética 2010-2020, generado por PRIEN para PPEE, 2010.

ABB 2012: Global MEPS - Energy efficiency regulations for low voltage motors around the world, ABB

(2012).


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8.9 Medida 9: Impulso al uso eficiente de la energía en la industria, a través de la realización de auditorías energéticas y aplicación de las medidas de eficiencia energética detectadas.

8.9.1 Descripción

Los sistemas utilizados en la industria son de muy variadas características como para analizarlos uno por uno. A raíz de esto, se ha optado por realizar un acercamiento a la mejora de eficiencias en los sistemas basada en los resultados de auditorías energéticas periódicas, en donde la eficiencia de esos sistemas sea elevada al nivel del estado del arte en curso.

La propuesta realizada para la presente medida de mitigación es la realización de auditorías de eficiencia energética en la industria y minería. Se presenta una modalidad de auditorías energéticas obligatorias y periódicas (5 a 7 años) para las empresas más grandes en consumo energético (empresas energo intensivas o EEI)29 y auditorías voluntarias y cofinanciadas por el estado para empresas no pertenecientes a este grupo (el nivel y cobertura del cofinanciamiento debe ser definido en función de la costo-efectividad asignada a las auditorías).

La definición de EEI, es presentada en Maldonado 2008, donde se muestra que para el año 2008, las 28 instalaciones industriales más intensivas en consumo energético (sobre 450 Tcal/año) demandaban del orden de 60% de la energía consumida por el sector industrial y minero. Enfocarse en estas grandes consumidoras es prioridad para lograr mejoras de eficiencia en los distintos sistemas.

Para empresas que cuenten con un sistema de gestión de energía (SGE) operando al interior de la organización, las auditorías podrían no ser requeridas, puesto que en el marco del SGE, la empresa realiza mejora continua en sus procesos y equipos. Desde este punto de vista, este programa podría impulsar la implementación de SGE entre las EEI.

Dado que una auditoría energética por sí sola implica un ahorro energético nulo si no se implementan las mejoras detectadas, se requiere impulsar la implementación de las mismas. En este punto, se propone que las medidas detectadas en las EEI que presenten una rentabilidad por sobre un cierto nivel a fijar, sean de implementación obligatoria en un lapso de tiempo dado. Para las empresas más pequeñas, para quienes los costos de inversión de las medidas son un tema relevante, se propone financiamiento con créditos blandos, siempre y cuando la medida cumpla con una rentabilidad mínima y con criterios de costo-efectividad por establecer.

Si bien las auditorías serán realizadas por consultores privados, la revisión y validación de los informes (siempre que las auditorías sean cofinanciadas), deberá ser llevada a cabo por la AChEE, como se hace a la fecha.

La medida afecta a todos los subsectores del sector industrial y minero.

29 Un acercamiento mediante auditorías enmarcadas en cuerdos voluntarios también es posible, pero los niveles de realización

de auditorías e implementación de mejoras se vería afectado.


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8.9.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Alta, la realización de auditorías e implementación de medidas tiene amplia experiencia en el país.

Factibilidad institucional media baja, si bien existe actualmente institucionalidad que apoya la realización de auditorías, el establecer una obligatoriedad para la realización de auditorías en EEI requiere de un marco regulatorio que la apoye.

Factibilidad financiera Alta, se implementan únicamente medidas costo efectivas.


El instrumento es público y con un enfoque para las principales consumidoras de energía en la industria y minería: se crea por ley categoría de empresas energo intensivas. Se decreta la obligatoriedad de las auditorías energéticas periódicas para las empresas en esta categoría. Para empresas fuera de la categoría EEI: se cofinancia la auditoría energética y se entrega crédito blando para la implementación de medidas.

Las acciones que contempla el instrumento son:

Ley para EEI.

Subsidio para realización de auditorías en empresas no EEI.

Crédito blando en base a un fondo para implementación de medidas en empresas no EEI.

Para abordar auditorías en empresas grandes, con procesos específicos al tipo de industria, se deberá crear un grupo de especialistas al interior de la AChEE (o que trabajen en estrecha coordinación con ésta), que puedan realizar auditorías complejas con conocimiento de los sistemas particulares utilizados por la gran industria y minería.

El instrumento se clasifica como instrumento de regulación energética: en el caso de las EEI. Y “Usando mercado” pues se utiliza el mercado existente (y por desarrollar) de servicios de auditorías energéticas.


Financiamiento Privado: en el caso de las EEI, el privado financia la auditoría y las medidas a implementar, las que presentan una buena rentabilidad.

Financiamiento Público: el estado cofinancia las auditorías, tal como lo realizaba el PIEE y el actual cofinanciamiento otorgado por la AChEE.


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Financiamiento Internacional: actualmente existe un fondo entregado por el KFW (Alemania) a la CORFO a un interés muy bajo, para ser puesto a disposición de empresas que quieran implementar mejoras detectadas en auditorías energéticas.30

Las EEI serán definidas por ley, por lo que el nivel de implementación en este grupo será de un 100% si es que ellas no cuentan con un SGE operando en su organización.

Para el resto de las empresas, la penetración de las auditorías dependerá del nivel de financiamiento entregado y del rango de empresas considerado para este financiamiento. Actualmente, la AChEE posee datos de al menos 4 años de auditorías cofinanciadas. Estos datos pueden usarse de base para las auditorías futuras, pero considerando que en la medida que aumenten los costos de combustibles y electricidad y la EE gane en relevancia y prestigio entre las ramas industriales, el nivel de implementación de auditorías debería elevarse.


Países como Bulgaria, República Checa, Australia, India y Taiwán, han implementado mecanismos de diagnósticos energéticos obligatorios, los que tienen la ventaja de llegar a un gran porcentaje del consumo energético con medidas específicas de ahorro energético y económico.

A nivel nacional, en el año 2006, con el fin de abordar e intentar superar algunas barreras para la implementación de medidas de Eficiencia Energética en las empresas nacionales, se crea el Programa de Pre inversión en Eficiencia Energética (PIEE), de manera conjunta entre CORFO y el Programa País de Eficiencia Energética (PPEE), y administrado actualmente por la AChEE.

En los años de funcionamiento de este programa, se han realizado cientos de auditorías energéticas, cuyos resultados son presentados en informes hechos por los mismos consultores que realizan las auditorías.


Las barreras al instrumento serán:

Oposición de las grandes empresas a la imposición de normas energéticas específicas.

Bajo número de consultores energéticos de alto nivel. Prácticamente inexistencia de consultores

especialistas en procesos específicos utilizados por la gran industria y minería nacional.

Requerimiento de financiamiento público para realización de auditorías. Es importante que el

mecanismo de este financiamiento sea bien estudiado para que sea realmente operativo y útil.31

30 En la práctica este fondo no ha operado por problemas de diseño del instrumento, pero considerando un rediseño del mismo,

puede quedar disponible y crecer en la medida que sea utilizado por las empresas.

31 En la práctica, el fondo entregado por el KFW para otorgar créditos blandos no ha operado, debido a que se ha dejado en manos de bancos comerciales, quienes no presentan interés en su operación, principalmente debido a las complejidades que presentan las evaluaciones de los proyectos de EE.


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Tal como ya lo han hecho otros países, definiendo medidas obligatorias para las industrias más intensivas

en uso energético (en algunos países la definición es por nivel de consumo y en otros por rubro), se debe

establecer de manera oficial esta categoría, ya que igual que en un análisis de Pareto, mejorando la EE en

las pocas EEI, se lograrían grandes ahorros a nivel nacional.

Se debe generar (continuar y mejorar) planes de capacitación para consultores energéticos. Ojalá apoyados por experiencia de consultores extranjeros con experiencia en consultorías de grandes industrias.

Se deben generar fondos especiales para el cofinanciamiento de auditorías y la entrega de créditos blandos para el financiamiento de medidas. Los fondos internacionales con que el país es y ha sido apoyado, pueden ser descontinuados en la medida que el país se acerque al desarrollo económico, por lo que otras fuentes de financiamiento deben ser exploradas.



Potencial de adopción

Para determinar el ahorro de energía, se usa como referencia la elaboración de auditorías energéticas PIEE llevado a cabo entre los años 2009 y 2012, por el Programa País de Eficiencia Energética y posteriormente por la Agencia Chilena de Eficiencia Energética, cuya base de datos contiene 207 auditorías. Si bien el programa indicado se enfocó en industrias pequeñas y medianas, se considera que los valores son extrapolables.

El ahorro promedio detectado de la base de datos es de un 16% sobre consumo total, que corresponde a un 13% sobre los consumos eléctricos y a un 11% sobre los consumos térmicos.

Para la estimación del universo aplicable se utiliza la información proyectada en el estudio de “Bases para la elaboración de un Plan Nacional de Eficiencia energética 2010-2020” (PPEE, 2010), presentada en la siguiente tabla, dónde Q es la cantidad de empresas que realizan auditorías.

QPMCE,l QGCE,l

Año 1 80 20

Año 2 120 30

Año 3 160 40

Año 4 en adelante 200 50

En el caso de las empresas energointensivas la realización de auditorías sería obligatoria, por lo que las 28 empresas definidas en este rango32 aplicarían las auditorías en un periodo de 5 años.

32En Chile el 60% del consumo industrial y minero, se concentra en 28 establecimientos con consumos energéticos anuales

iguales o superiores a 445 Tcal. “Estudio sobre empresas energo intensivas y su posible contribución a programas de eficiencia energética” CEPAL, 2007.


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El potencial de ahorro detectado en las auditorías será:

Pequeños y medianos consumidores de energía

Empresas energo intensivas

Grandes consumidores de energía

año Calor(Tcal) Elect(GWh) Calor(Tcal Elect(GWh) Calor(Tcal)l Elect(GWh)GCE,l

2015 2,66 5,4 0,00 0,0 1.122 54

2020 6,65 13,5 1422,36 107,19 2.805 135

2025 6,65 13,5 17,26 668,87 2.805 135

2030 6,65 13,5 0,00 0,00 2.805 135

Se debe considerar que la sola aplicación de una auditoría no genera ahorros de energía, sino que es la implementación de un porcentaje de las medidas propuestas lo que reduce el consumo de energía. La tasa de penetración considerará el porcentaje de medidas a implementar, de las detectadas en una auditoría.


Del ahorro total detectado por cada empresa se considera solo un porcentaje a implementar por las plantas involucradas. Como referencia de este porcentaje, se utilizan los criterios utilizados en el estudio de “Bases para la elaboración de un Plan Nacional de Eficiencia energética 2010-2020” (PPEE, 2010) que en base a documentos internacionales define las siguientes tasas de implementación de medidas (IM) detectadas en auditorías energéticas:

Escenario optimista Escenario pesimista

%IMT %IME %IMT %IME

Año 1 10% 15% 10% 15%

Año 2 20% 25% 15% 20%

Año 3 30% 35% 20% 25%

Año 4 40% 45% 25% 30%

Año 5 en adelante

50% 55% 30% 35%

La medida se implementa solo hasta el año 2030, considerando que la realización de auditorías es un impulso inicial al desarrollo de medidas de eficiencia energética en el país, considerándose posteriormente que este tipo de medidas se realizan sin necesidad de incentivos. El ahorro logrado en base a las medidas implementada será el presentado en la siguiente tabla:

Ahorro logrado (agrupado con SGE)

TOTAL Ahorro

Año Calor (Tcal) Electricidad (GWh)

2015 14 8

2020 616 500

2025 1.449 1.177

2030 2.131 1.791

2035 2.556 2.298

2040 2.909 2.777

2045 3.208 3.232

2050 3.267 3.323


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La mitigación estará dada por un factor de emisiones ponderado por la distribución entre los sistemas eléctricos para el caso de ahorros de electricidad, y a la distribución entre el consumo de combustibles en el caso de ahorros térmicos, ambos datos se obtienen de la proyección del consumo de energía del sector.

Costos y beneficios

La inversión asociada a la implementación de medidas de eficiencia energética detectada en las auditorías se estimará en base a la base de datos de auditorías antes citada, acorde a la cual se detectará la inversión promedio por cada tipo de medida a adoptar y área de la medida, entre las siguientes categorías, establecidas en la misma base de datos:

Tipos de medidas

A3 Mantenimiento y Reparaciones básicas de equipos

B1 Control, programación y coordinación de uso de equipos (Eliminar usos innecesarios / inapropiados de equipos)

B2 Control y ajuste manual de variables de operación

B3 Mejoramiento de condiciones físicas del entorno con influencia al comportamiento operacional

B4 Incorporación de sistemas automáticos / avanzados de control

C1 Mejoramiento por reemplazo de componentes

C2 Mejoramiento por integración de componentes adicionales

D1 Reemplazo de equipos de alta inversión en sistemas o instalaciones por modelos de mayor eficiencia

D2 Integración de elementos / sistemas adicionales que permiten el uso de fuentes adicionales de energía

D3 Cambio o Innovación tecnológico

Áreas de medidas

TCE Tarifa, calidad, transformación, distribución interna y control de demanda eléctrica

TCC Tarifa y calidad de combustibles

SGC Sistemas de generación y distribución calor

APC Aplicaciones y procesos de Calor

SGAF Sistemas de Generación y Aplicaciones de Frío

SME Sistemas Motrices Eléctricos

OA Otras Aplicaciones

AGECC

Generación eléctrica a base de combustibles convencionales con

Las inversiones en $/kWh por cada tipo y área de medida, son:

Área / tipo A3 B1 B2 B3 B4 C1 C2 D1 D2 D3

TCE 29,31 69,59 26,59 18,37 128,22 26,86 91,07 868,85

TCC 71,81

SGC 21,99 16,75 26,46 79,85 42,99 144,89 53,79 154,29 95,74 67,79

APC 25,01 29,54 8,12 52,32 69,74 114,65 110,42 478,41 77,08

SGAF 33,87 95,82 83,03 86,43 108,14 37,06 126,30 146,75 328,12

SME 24,73 36,20 37,13 93,79 175,05 140,30 97,19 151,14 185,19 125,14

AGECC

SGAF 33,87 95,82 83,03 86,43 108,14 37,06 126,30 146,75 328,12

OA 48,40 1,14 39,24 80,76 134,63 138,02 173,64 173,10 13,43


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Estas inversiones se ponderan acorde a la participación de cada tipo de medidas en las auditorías energéticas:

Área / tipo A3 B1 B2 B3 B4 C1 C2 D1 D2 D3

TCE 0,41% 1,76% 0,00% 0,21% 2,49% 0,52% 0,93% 0,10% 0,41% 0,00%

TCC 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,10% 0,00% 0,00% 0,00%

SGC 1,97% 1,66% 1,55% 0,10% 0,62% 0,31% 6,42% 1,35% 2,18% 0,41%

APC 0,62% 0,62% 0,62% 0,00% 0,62% 0,52% 5,08% 0,21% 0,93% 0,10%

SGAF 0,93% 2,18% 1,76% 0,62% 3,01% 0,41% 2,69% 0,62% 0,10% 0,00%

SME 1,35% 1,87% 0,93% 0,52% 9,33% 1,66% 1,87% 6,94% 0,10% 0,21%

AGECC 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

SGAF 0,93% 2,18% 1,76% 0,62% 3,01% 0,41% 2,69% 0,62% 0,10% 0,00%

OA 0,21% 0,62% 0,41% 0,21% 0,62% 9,74% 1,66% 3,63% 0,00% 0,62%

De esta forma se tiene una inversión ponderada de 110,16 $/kWh.

Co-beneficios

A nivel local la reducción en el consumo de combustibles implica una reducción en la emisión de contaminantes atmosféricos (en el caso de equipos que consumen combustibles).


8.9.7 Resultados de mitigación

Los restados de mitigación son:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 7.501 7.501

2030 1.348.072 10.878.502

2050 1.670.657 42.943.453

Promedio 1.130.091

Costos

Tasa descuento 1% 3% 10%


VP Inversión $ 1.675 $ 785.161 $ 1.208 $ 486.199 $ 477 $ 200.453

VP Ahorros -$ 20.880 -$ 7.479.328 -$ 12.337 -$ 4.468.155 -$ 2.584 -$ 979.200


-447,2 -259,2 -49,1


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Con otros sectores

Las medidas de EE en equipos consumidores de energía eléctrica implican disminuciones de demanda de energía generada por el sector generación.

Con otras medidas


Recambio de motores eléctricos en el sector industrial y minero.


minero.




8.9.9 Información bibliográfica Maldonado 2008: Estudio sobre empresas energointensivas y su posible contribución a programas

de eficiencia energética, Pedro Maldonado para la CEPAL, 2008.


Energética 2010-2020, generado por PRIEN para PPEE, 2010


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8.10 Medida 10: Inversión en la implementación de sistemas de gestión de la energía en el sector industrial y minero.

8.10.1 Descripción

Definición de sistema de gestión energética: es el conjunto de elementos mediante el cual los tomadores de decisiones en una industria planifican, ejecutan y controlan todas sus actividades en aras del logro de los objetivos establecidos en materia energética. A nivel industrial, los sistemas de gestión de la energía establecen un marco para las instalaciones industriales, comerciales, institucionales y las instalaciones gubernamentales, y la totalidad de las organizaciones para administrar la energía.

La promoción de sistemas de gestión a nivel industrial genera nuevas oportunidades de ahorro energético y disminución de las emisiones de GEI asociadas.

De acuerdo a su nivel de complejidad, existe una cantidad de sistemas de gestión energética aplicados internacionalmente, siendo la Norma ISO 50.001 la que en la actualidad ha tenido mayor promoción, llegando a “absorber” estándares anteriores, definidos por las normas MSE 2000 (ANSI) o la EN 16001 (Unión Europea).

La norma ISO 50001 proporciona a las organizaciones los requisitos para los sistemas de gestión de la energía (EnMS). Estos sistemas son aplicables a organizaciones grandes y pequeñas, tanto en los sectores público como privado, en la fabricación y servicios, en todas las regiones del mundo.

Beneficios de la ISO 50001 y los sistemas de gestión de la energía:

Un marco para la integración de la eficiencia energética en las prácticas de gestión

Hacer un mejor uso de los activos que consumen energía

Benchmarking, la medición, documentación y presentación de informes mejoras de la intensidad

energética y sus efectos previstos en la reducción de gases de efecto invernadero (GEI)

Transparencia y comunicación sobre la gestión de los recursos energéticos

Mejores prácticas de gestión y el buen comportamiento durante la gestión energética

Evaluar y priorizar la aplicación de nuevas tecnologías de eficiencia energética

Un marco para promover la eficiencia energética en toda la cadena de suministro

Mejoras de la gestión en el contexto de proyectos de reducción de emisiones de GEI.

Si bien un sistema de gestión energética no garantiza una disminución en el consumo energético, todo ahorro que se genere mediante la utilización de este tipo de herramientas tendrá asociada, de manera indirecta, una disminución en las emisiones de GEI.

Es una medida de carácter multisectorial, pues las normas de gestión son aplicables a cualquier organización. Sin embargo, en el presente informe sólo se tratan las organizaciones correspondientes al sector industrial y minero.

8.10.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Alta, Actualmente se han implementado SGE en diversas plantas del país.

Factibilidad institucional Alta, existe actualmente la institucionalidad que fomenta la implementación de normas de gestión de la energía


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Factibilidad financiera Alta, se implementan únicamente medidas costo efectivas.


Corresponde a un instrumento de carácter público, en el sentido que se considera aporte estatal para el diseño y la difusión, además de la generación de estrategias de capacitación en el sector. Y privado, pues a medida que avance el tiempo, las empresas deberán ser responsables considerar los costos de la implementación de un sistema de gestión al interior de sus instituciones, el costo al que debe agregarse además la certificación de estos sistemas bajo algún estándar reconocible.

Se consideran acciones relacionadas con una campaña a nivel nacional (promoción de beneficios):

Desarrollada por la Agencia Chilena de Eficiencia Energética.

Desarrollada a nivel regional, pero abarcando todo el territorio nacional. Campaña enfocada en las

principales industrias en base a su participación en el consumo energético de cada región.

Elaborar y ejecutar campañas de difusión de programas ya desarrollados sector industrial (áreas de

operaciones, administrativa, etc), con el fin de demostrar los beneficios directos que es capaz de

entregar este tipo de herramientas.

Plan de capacitación que entregue las herramientas a los profesionales del área para implementar

un sistema de gestión energética y presente el estado del arte en el área.

Subsidios y Fondos para Créditos Blandos:

Administrado por la Agencia Chilena de Eficiencia Energética.

Durante los primeros años entrega subsidios a las empresas para implementar sistemas de gestión

energética. Después de los primeros 5 años, éste subsidio disminuye progresivamente,

incorporando la entrega de créditos blandos para que las empresas tomen la responsabilidad

completa de la implementación.

La certificación de los sistemas de gestión queda bajo responsabilidad de la empresa.

Considerando que los instrumentos asociados a esta medida son utilizados por la AChEE desde antes del año 2012, se estima que esta medida debiese ser parte del escenario base.

Por sus características el instrumento se clasifica como

“Creando mercado”: Se espera que la difusión de información de sistemas de gestión energética

incentive a los participantes del mercado a reconocer las ventajas e implementar sistemas de este

tipo al interior de sus empresas. Y,

“Usando mercado: Se considera un cofinanciamiento para la implementación que ayudaría a

acelerar la operación del mercado de esta norma.

Por tratarse de una medida de eficiencia energética, cuya reducción de gases de efecto invernadero se asocia a una reducción del consumo de energía, el instrumento debe plantearse en el contexto de un plan nacional de acción de eficiencia energética, que permita conjugar los esfuerzos desde distintos puntos por reducir los consumos de energía del país.


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En caso de no estar en un contexto de un plan nacional, se deberá desarrollar como un programa específico en el área de industria y minería de las instituciones de apoyo y difusión a la eficiencia energética (AChEE).

Financiamiento público/privado: Financiamiento público por parte de la AChEE para la campaña de difusión, su plan de capacitación y para las primeras etapas de la implementación de sistemas de gestión energética al interior de la industria. Financiamiento privado por parte de las empresas para costear la implementación de sistemas de gestión energética en períodos posteriores a los subsidios y para la posterior certificación de los sistemas.


Desde la promulgación de la norma ISO 50001, ya existen múltiples ejemplos disponibles de establecimiento de sistemas de gestión energética a nivel internacional.

Camfil Farr es una empresa del rubro industrial y entrega soluciones y equipamiento para limpieza del aire. Después implementar un sistema de gestión energética redujo su consumo energético y ahorro 200.000 libras esterlinas aproximadamente durante los dos primeros años. Actualmente, esta empresa ha sido reconocida, y se le han otorgado numerosos premios, incluyendo el Premio de reducción de carbono para las PYMES, el Kitemark por la Verificación de Reducciones en Energía, y la mejor planta de Ingeniería del año.

Sheffield Hallam University: A través de auditorías independientes y la implementación de su sistema de gestión de energía de la ISO 50001, SHU redujo sus emisiones de carbono en un 11 por ciento y el ahorro total de energía alcanzó los € 10.000 mensuales.

Thornhill es un líder mundial en la prestación de servicios, fabricación y suministro de intercambiadores de calor y empaquetaduras. Mediante la aplicación de la norma ISO 50001, esta PYME inmediatamente identificó ahorros posibles equivalentes a € 150.000 anuales.

En Chile a partir del proyecto para la aplicación y mejora de la metodología de implementación de sistemas de gestión de la energía iniciado por la AChEE en 2011, en Chile seis empresas cuentan ya con la certificación ISO 50001 y existen un número importante de empresas en proceso de implementación. Las empresas que han implementado son: Central térmica Quintero, Papeles Bio Bio, Mall Plaza Sur, Patagonia Fresh, Cristal Chile, TPA.


Las barreras a la aplicación de normas de gestión de la energía son:

Barreras de conocimiento: Capacitación de profesionales en el área.

Barreras de información: Pocos proyectos en Chile, experiencia internacional podría no ser

aplicable o adoptable completamente en Chile. Información base debe ser levantada para realizar

análisis y establecer potenciales propios por establecimiento y sector.

Barreras económicas: Costo de realizar mediciones y establecimiento de líneas bases.

La implementación de cursos y seminarios por parte de la AChEE ha permitido aumentar el nivel nacional de este tipo de normativas. Las empresas certificadoras también están trabajando en capacitar a profesionales como auditores y en los temas básicos de la normativa. La existencia de este tipo de capacitaciones permitirá superar las barreras de conocimiento e información.


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Las barreras económicas podrían ser superadas a medida que los mismos profesionales sean capaces de evaluar cada proyecto y sus requerimientos técnicos y tecnológicos. Idealmente, una auditoría no debería aumentar considerablemente los costos en equipamiento y las mediciones que se realicen con ellos, puesto que esta inversión debe ser consecuente con el nivel de ahorro estimado previamente.



Potencial

Para la estimación de la mitigación unitaria, se utilizarán los potenciales determinados en el estudio de: “Bases para la elaboración de un Plan Nacional de Eficiencia energética 2010-2020” (PPEE, 2010).

Este estudio, toma como referencia información internacional, que permite determinar que la disminución del consumo asociada a la implementación de la norma ISO 50.001 es de 1,67% anual durante los primeros 3 años y 1,61% anual para los siguientes. Esto corresponde a una disminución total de 5% en 3 años y 15% en 10 años.

El universo aplicable corresponde a todo el sector industrial, no se detectan limitantes particulares para la aplicación de un sistema de gestión de la energía.


Se espera que los sistemas de gestión de la energía, se implementen en el país siguiendo la misma trayectoria de la implementación de sistemas de gestión ambiental. Como referencia, se toma la adopción de la norma ISO 14.001, cuya adopción en Chile siguió trayectorias similares al resto del mundo. Para determinar la tasa de adopción, se utilizan referencias internacionales (ISO), para determinar qué porcentaje corresponde al sector industrial.

Cabe destacar que las tasas de penetración, se aplicarán sobre el total de plantas existentes. Se priorizarán las plantas asociadas a grandes consumos de energía durante los primeros años, para lo cual se utilizará la información disponible en el “Estudio sobre empresas energo intensivas y su posible contribución a programas de eficiencia energética” (CEPAL, 2008)

De esta forma la aplicación de la norma, en término de cantidades de empresas que entran en este sistema, será la presentada en la siguiente tabla:

Instalaciones entrantes año

TOTAL país instalaciones existentes

% Instalaciones

industria

Instalaciones total industria

Instalaciones EEI

Instalaciones GCE

Instalaciones PyMCE

2013 5 34% 2 2 0 0

2020 375 39% 147 2 11 3

2030 770 38% 291 0 0 1

2040 782 38% 295 0 0 0

2050 792 38% 299 0 0 0


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La mitigación estará dada por un factor de emisiones ponderado por la distribución entre los sistemas eléctricos para el caso de ahorros de electricidad, y a la distribución entre el consumo de combustibles en el caso de ahorros térmicos, ambos datos se obtienen de la proyección del consumo de energía del sector.

Costos y beneficios

Los costos de implementación de las medidas que el encargado de cada sistema de gestión considere necesarias para lograr las metas de reducción de emisiones, se consideran iguales a los costos establecidos en la medida anterior, de aplicación de auditorías energéticas, dado por 110,16 $/kWh ahorrado.

Los costos de la instauración de un sistema de gestión energética están asociados directamente a la cantidad de documentación e información de consumos energéticos disponibles, detalle de los procesos energointensivos que utilice la faena, tamaño de la institución, entre otros. En base a información nacional, se estima que para una empresa de tamaño mediano (100 – 400 personas) el costo de implementar un sistema de gestión debiera aproximarse a las 400 UF.

Los costos de la campaña pública se asocian a actividades específicas tales como la realización de estudios de generación de información y actividades de apoyo. Estos costos pueden conocerse en base a referencias dentro de instituciones públicas.

Co-beneficios

A nivel local la reducción en el consumo de combustibles implica una reducción en la emisión de contaminantes atmosféricos.



Los resultados son:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 87.671 155.643

2030 1.634.014 16.034.003

2050 1.130.818 42.258.486

Promedio 1.112.065

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 1.094 $ 473.915 $ 904 $ 393.137 $ 494 $ 218.138

VP Ahorros -$ 15.985 -$ 5.843.191 -$ 9.882 -$ 3.663.449 -$ 2.463 -$ 962.011


-352,4 -212,5 -46,6


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Interrelación con el Sector generación, subsector generación eléctrica pues aumenta la disponibilidad relativa del recurso energético.

8.10.8 Información bibliográfica ULDQS: ISO 50001 Energy Management: Continuous Improvement Driving Financial Results.

Presentación de Don Macdonald, Director of Sustainability & Energy Services UL DQS, Inc.

Dekra: Energy Management ISO 50001 – 2011: A perspective on Continual Energy Management.

DEKRA Certification, Inc.

TUVSUD: Cost-Cutting through Energy Management Systems - ISO 50001:2011 (7 hrs). Sitio Web:

http://www.tuv-sud-psb.sg/energy-cost-cutting-through-energy-management-systems-ISO-

50001.aspx

BSI: ISO 50001 Energy Management case studies. Sitio web: http://www.bsigroup.com/en-GB/iso-

50001-energy-management/case-studies/

SchneiderE: Why do you need to comply with ISO50001? Sitio Web:

http://www.tuv-sud-psb.sg/energy-cost-cutting-through-energy-management-systems-ISO-50001.aspx

http://www.tuv-sud-psb.sg/energy-cost-cutting-through-energy-management-systems-ISO-50001.aspx

http://www.bsigroup.com/en-GB/iso-50001-energy-management/case-studies/

http://www.bsigroup.com/en-GB/iso-50001-energy-management/case-studies/


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8.11 Medida 11: Promoción de la aplicación de un estándar (voluntario) de criterios de eficiencia energética en nuevos proyectos mineros.

8.11.1 Descripción

Incentivar que los nuevos proyectos mineros consideren estándares de eficiencia energética desde la etapa de diseño.

Se considera el uso eficiente de la energía como otra variable relevante de diseño en todo el ciclo de vida de un proyecto, que supone pre inversión, inversión y operación. También se incluye esta dimensión en todos los procesos, instalaciones y equipos. Es evidente que la incorporación de EE y cogeneración desde el diseño es más costo-efectiva que mejorarla luego de que el proyecto haya entrado en operación. Esta medida es fundamental para separar la curva de crecimiento económico del país con la curva de crecimiento de la demanda de energía.

Este instrumento consiste en la generación de acuerdos voluntarios por los cuales las empresas se comprometan a consensuar e implementar una normativa para analizar y mejorar la eficiencia energética en nuevos proyectos. Estos acuerdos deberán estar asociados a obligaciones en el cumplimiento de lo acordado (mediante normativas), y a la vez, otorgar beneficios a las empresas que participen de ellos.

Dado el amplio espectro de proyectos que podría considerar esta medida, se ha analizado el potencial de adopción considerando la incorporación de mejoras en diseño y mejoras en procesos (categorías utilizadas por COCHILCO en sus publicaciones: mina, concentradora, SXEW, fundición, refinería, servicios y desalinización e impulsión de agua).

Para el caso de las mejoras en diseño, principalmente asociados al monitoreo energético, control de sistemas, mantenimiento y diseño eficiente, lo que permitiría alcanzar mejoras que podrían variar entre un 5% y 15% de acuerdo a publicaciones internacionales (Whole Building Design Guide apunta a ejemplos incluso más ambiciosos, pero en otros tipos de edificaciones).33 Se toma el caso conservador esperando mejoras del 5% para este tipo de aplicaciones.

En el caso de las mejoras en procesos, es posible generar un conjunto de proyectos, que en conjunto, pueden llegar a aportar mejoras significativas en procesos de alto consumo energético.

33 http://eex.gov.au/industry-sectors/mining/opportunities/

http://eex.gov.au/technologies/energy-metering-monitoring-and-control/

http://www.wbdg.org/references/mou_ee.php

http://eex.gov.au/industry-sectors/mining/opportunities/

http://eex.gov.au/technologies/energy-metering-monitoring-and-control/

http://www.wbdg.org/references/mou_ee.php


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Proyecto o zona de mejora % Ahorro sobre

el proceso % Ahorro sobre

planta

Bombeo y Ventilación 50% 15%

Iluminación 70% 1%

Aire comprimido 20% - 50% 1% - 9%

Calentamiento de soluciones (diésel) 55% 5%

Molienda 2% - 3% 0,5%

Blast Fragmentation 25% 4%

Los porcentajes de ahorro presentados anteriormente34, presentan casos de ahorro máximo para algunos tipos de proyectos. Aquí se incluyen casos internacionales y nacionales, pero que constituyen buenas prácticas que permitirían la reducción de las emisiones de GEI.

La medida se aplica únicamente sobre el sector minero.

8.11.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Media alta, existe aplicación en la región, sin embargo en Chile la tecnología se ha aplicado a proyectos aislados.

Factibilidad institucional Media Alta, existen referencias nacionales de acuerdos voluntarios, sin embargo los compromisos realizados a la fecha no se relacionan directamente con reducción de emisiones, sino con la generación de información y recopilación de buenas prácticas.

Factibilidad financiera Alta, los proyectos considerados son costos efectivos


El instrumento es de carácter público, pues será necesario que la AChEE u algún otro organismo competente lideren el acuerdo voluntario y verifique su cumplimiento. Por otra parte hay una parte de las acciones que son privadas, pues la asociación voluntaria será realizada por las empresas del sector minero.

Las acciones consideradas para llevar a cabo la medida son

Política pública: el Estado deberá velar porque esta medida de eficiencia energética se lleve a cabo,

entregando facilidades y promoviendo la creación del acuerdo voluntario que lleve a la práctica una

norma de EE en el diseño a los proyectos mineros nuevos.

Acuerdo Nacional: Diversas empresas mineras firmaron el año 2008 el “Protocolo de Acuerdo para

la Eficiencia Energética en la Gran Minería”, el que tuvo como objetivo impulsar el mejoramiento de

34 http://eex.gov.au/technologies/

http://www.metso.com/miningandconstruction/MCTwArticles.nsf/WebWID/WTB-130506-22575-A2C27#.Ul2afFOzJNE

http://www.mch.cl/revistas/index_neo.php?id=1851

http://eex.gov.au/technologies/

http://www.metso.com/miningandconstruction/MCTwArticles.nsf/WebWID/WTB-130506-22575-A2C27#.Ul2afFOzJNE

http://www.mch.cl/revistas/index_neo.php?id=1851


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la productividad y la competitividad del sector, mediante el desarrollo de las mejores prácticas en el

uso eficiente de la energía. La participación de las empresas en la generación de un nuevo acuerdo

donde se establezcan pautas y códigos a integrar en el diseño de nuevos proyectos mineros es

fundamental.



Financiamiento público/privado: Financiamiento público por parte de la AChEE para la creación y gestión del acuerdo voluntario. Financiamiento privado por parte de las empresas para costear la implementación, aunque este tipo de medidas es costo-efectiva dentro de un análisis de ciclo de vida.


En Canadá, propiciada por Natural Resources Canada, existe la iniciativa Green Mining, la cual apunta a la disminución del consumo energético del proceso de extracción de mineral, el cual representa el 60% del consumo energético en las faenas mineras (el consumo eléctrico representa el 10%). Las mejoras en EE son enfocadas a partir de tres temas del área investigación y desarrollo: Eficiencia en ventilación, Green Mining Vehicle Roadmap, programa de certificación de motores diesel para minas subterráneas.

Proyecto Innovación Energética en BHPbilliton

Fundación Chile, en el marco del Programa de Desarrollo de Proveedores de Clase Mundial, liderado por BHPbilliton y CODELCO, se encuentra desarrollando diferentes iniciativas de Innovación energética en Minera Escondida, que tienen por propósito mejorar las condiciones térmicas del circuito hidrometalúrgico usando dos productos desarrollados especialmente para optimizar la captura de energía solar y así transferirla al circuito de lixiviación de cobre. Lo que produce beneficios en la extracción de Cobre y Ahorro de combustibles fósiles.

Productos:

Tuberías de Riego:

El nuevo sistema de tuberías de riego potencia la captura de radiación solar, su diseño y componentes permiten un aumento de la conductividad térmica. Este sistema de tuberías transfiere mayor cantidad de energía solar a la solución de refino aumentando de esta forma su temperatura.

Cobertores térmicos para piscinas:

El cobertor térmico desarrollado permite además de evitar la evaporación, incrementar la captación de calor desde la radiación y transfiriéndolo en más de un 80% hacia el cuerpo de soluciones.

El proyecto se encuentra en fase de implementación por parte de Minera Escondida y se espera replicar este desarrollo en otras faenas mineras.


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Dinamarca

Mediante proyectos demostrativos se llegó a reducciones de consumo de entre 15% y 30% en proyectos de plantas nuevas y de reacondicionamiento de plantas existentes tras incorporar eficiencia energética en el diseño. Se obtuvieron recuperaciones de la inversión que oscilaban entre 0 y 4 años (Energy Management in Industry – Danish Experiences).

Plan de Acción de España 2008 – 2012

MEDIDA 4: Inclusión de una evaluación especifica de impactos energéticos en todo proyecto de Industria.

Objetivo: Dentro del Estudio de Impacto Ambiental, deberá incluirse una evaluación específica de impacto energético con objeto de conseguir que los equipos e Instalaciones nuevos o que se sustituyan por otros, utilicen la mejor tecnología disponible para lograr los mejores indicadores en términos de eficiencia energética.

Descripción: Dentro del Estudio de Impacto Ambiental, incluir el apartado de evaluación de impacto energético, de forma que cuando sea aprobado, por los órganos competentes, el Estudio de Impacto Ambiental, se tome en consideración la mejora de los consumos específicos de energía y/o se justifique el uso de la mejor tecnología disponible en lo relativo a la eficiencia energética, identificando, en su caso, los impactos.

A nivel nacional Codelco, el 5 de octubre de 2006, aprobó la Norma de Eficiencia Energética para Proyectos de Inversión. Esto implica considerar el uso eficiente de la energía como otra variable relevante de diseño en todo el ciclo de vida de un proyecto, que supone pre-inversión; inversión y operación. También se incluye esta dimensión en todos los procesos, instalaciones y equipos. Esta norma implica la búsqueda de soluciones incorporando la variable de consumo de energía, valorizada durante toda la vida útil del proyecto. Respecto del uso eficiente de energía, hay dos ámbitos que serán cubiertos por la nueva norma: los proyectos de reinversión (sustitución de equipos, componentes o sistemas) y el desarrollo de nuevas iniciativas.


Las barreras a esta medida son:

Barreras de conocimiento: Capacitación de profesionales en el área, conocimiento real de los

beneficios que entrega la optimización de un sistema.

Barreras de información: Pocos proyectos en Chile, experiencia internacional podría no ser

aplicable o adoptable completamente en Chile.

Barreras económicas: Costos de inversión de realizar un proyecto que considere EE es mayor que

uno sin EE.

La implementación de cursos y seminarios por parte de la AChEE ha permitido aumentar el nivel de conocimiento nacional en el área de la Eficiencia Energética. Existe además un número de consultoras que se han especializado en el tema industrial y minero, lo que ha permitido el aumento de profesionales capacitados en el tema.

La concientización de las empresas de la importancia del costo de ciclo de vida de la energía hará que comprendan que es conveniente realizar un mayor gasto en el diseño e implementación de un proyecto para tener menores costos de operación en el largo plazo.


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Si bien, como se ha revisado anteriormente, existen varias referencias de los niveles de ahorro que pueden obtenerse por la aplicación de diversas medidas de eficiencia energética a nivel de diseño en la minería, se utilizara la referencia nacional “Energy efficiency in the mining industry, oportunities and institutional design” (Pedro Maldonado, 2004). Según este documento las nuevas planta mineras pueden alcanzar ahorros del 15% del consumo anual.

Estos ahorros se aplican sobre el consume energético de nuevos proyectos mineros, los cuales se obtienen de la proyección de la línea base para el sector Cobre.

Participación en el consumo Consumo (Tcal)

En operación Nuevos Proyectos En operación Nuevos Proyectos Total

2012 97% 3% 34.573 1.062 35.636

2020 50% 50% 28.200 27.876 56.075

2030 24% 76% 18.996 60.788 79.783

2040 0% 100% 0 82.954 82.954

2050 0% 100% 0 51.961 51.961

Los ahorros se aplican por proyecto entrante, por lo cual se utiliza la información de número de proyectos entrantes por año, siendo los siguientes los valores utilizados.

nº proyectos entrantes en el año

total proyectos nuevos

2015 6 16

2020 5 45

2030 5 81

2040 5 124

2050 4 163


Considerando que el promedio de entrada de proyectos por año es de 4 nuevos proyectos y que se trabajará fuertemente de forma directa con cada planta que toma el acuerdo voluntario, se pueden lograr las siguientes tasas de penetración:

1 proyecto por año aplica el acuerdo voluntario hasta el año 2020

2 proyectos por año aplican el acuerdo voluntario hasta el año 2030

3 proyectos por año aplican el acuerdo voluntario hasta el año 2050.

De esta forma, el ahorro logrado por aplicación de esta medida es el presentado en la siguiente tabla:


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Ahorro Medida (Tcal)

2014 56

2015 109

2020 530

2025 1.689

2030 2.848

2035 4.520

2040 6.130

2045 7.507

2050 8.619

Para estimar la mitigación asociada se estima un factor de emisión ponderado acorde a la participación de

cada energético en el sector minero cada año, según la proyección del consumo de energía del sector.

Correspondiendo, cada año, a la presentada en la siguiente tabla:

Combustibles Electricidad

Diésel Natural Gas Gasolina SIC SING

2012 41% 2% 3% 22% 30%

2020 38% 2% 2% 22% 30%

2030 41% 2% 1% 22% 30%

2040 39% 2% 1% 22% 30%

2050 37% 2% 0% 22% 30%

Costos y beneficios

Para la estimación de costos se tomará como referencia medidas que se aplicarán en nuevos proyectos de Codelco, acorde a la aplicación de la norma de Eficiencia Energética desarrollada. Se considera de esta forma la aplicación de 3 medidas por cada nuevo proyecto (entre las que se logran los ahorros de un 15% antes especificados) siendo los valores de inversión de cada medida del orden del US$25.000.000. Es decir, cada nuevo proyecto realiza inversiones del orden de US$75.000.000 para obtener los ahorros especificados.

Considerando la tasa de penetración utilizada, se tiene que la inversión anual es de:

75 Millones de USD entre los años 2014 y 2020

150 Millones de USD entre los años 2021 y 2030

225 Millones de USD entre los años 2031 y 2050.

Los ahorros de en el costo de la energía se asociarán al precio de la electricidad de cada sistema ponderado por la participación del consumo de energía en la minería en cada uno de estos.

Co-beneficios




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Los resultados son:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 61.139 92.419

2030 1.337.728 9.946.448

2050 1.037.181 52.730.923

Promedio 2.782.784

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 5.206 $ 2.603.023 $ 3.430 $ 1.714.999 $ 1.106 $ 553.220

VP Ahorros -$ 27.917 -$ 9.764.124 -$ 15.927 -$ 5.509.368 -$ 2.899 -$ 977.689


-430,7 -237,0 -34,0


Sector industrial en general y sector generación de electricidad, utilización de equipamiento y prácticas de gestión similar.

8.11.8 Información bibliográfica DOE: DOE Selects Eight Projects to Improve Energy Efficiency in Mining. Sitio web:

http://www.netl.doe.gov/publications/TechNews/tn_energy_efficiency.html

AngloP: Safety & Sustainable Development – Energy. Sitio web:

http://www.angloplatinum.com/sus/mat/energy.asp

Codelco 2011: Proyectos de inversión de Codelco deberán considerar variable de eficiencia

energética. Sitio web http://www.codelco.com/proyectos-de-inversion-de-codelco-deberan-

considerar-variable-de-eficiencia-energetica/prontus_codelco/2011-02-22/100719.html

Codelco 2006: Norma de Eficiencia Energética para Proyectos de Inversión, CODELCO


Energética 2010-2020, generado por PRIEN para PPEE, 2010

PAE 2007: Plan de Acción 2008-2012, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, España, 2007.

http://www.netl.doe.gov/publications/TechNews/tn_energy_efficiency.html

http://www.angloplatinum.com/sus/mat/energy.asp

http://www.codelco.com/proyectos-de-inversion-de-codelco-deberan-considerar-variable-de-eficiencia-energetica/prontus_codelco/2011-02-22/100719.html

http://www.codelco.com/proyectos-de-inversion-de-codelco-deberan-considerar-variable-de-eficiencia-energetica/prontus_codelco/2011-02-22/100719.html


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8.12 Medida 12: Restricción a la entrada de transformadores eléctricos mediante estándares mínimos de eficiencia (MEPS).

8.12.1 Descripción

Estándares mínimos impuestos de manera legal para la comercialización en el país de ciertos tipos de equipos utilizados por la industria.

Se excluye de este análisis los MEPS de motores eléctricos, ya que estos serán tratados en la medida de "Restricción a la entrada de motores menos eficientes". (Es relevante señalar que a nivel internacional, cerca del 70% de la energía eléctrica consumida por la industria se utiliza en motores, por lo que a priori esa medida de mitigación, al menos en equipos eléctricos es la más relevante).

Para establecer estándares mínimos de eficiencia sobre un tipo de equipo en particular. Éste debe poder normalizarse o agruparse en un conjunto de equipos que se comportan de una forma similar y que son usados tal como son vendidos, es decir, sin modificaciones o adiciones al momento de instalar (esto excluye, por ejemplo, los grandes hornos y calderas industriales, en donde la aislación es instalada por el usuario final, lo que determina en gran medida su eficiencia). Tal es el caso de los motores eléctricos de inducción, los que para una misma potencia, son muy similares tecnológicamente y en funcionamiento.

Entendiendo que para realizar un estudio de determinación de equipos susceptibles a MEPS, se requiere un gran trabajo previo, incluyendo datos de equipos comercializados actualmente por rango de uso, lo que escapa al alcance del presente proyecto. Por esa razón, la presente medida se centrará en los equipos de uso industrial que a nivel internacional han sido sometidos a MEPS:

Calderas diesel integrales35 de hasta 100 kW de potencia. Sin embargo estas se descartan pues las

calderas integrales se utilizan mayoritariamente para requerimientos del sector comercial, público y

residencial, pues para sectores industriales las sistemas térmicos son diseñados a medida y no con

calderas integrales.

Transformadores de distribución de entre 10 kVA a 2500 kVA para ser usados en redes de entre 11

kV y 22 kV. Se considera la realización de MEPS para estos equipos, considerando un valor típico de

100 kVA como referencia.

La medida es de carácter multisectorial, pues un cierto equipo puede ser utilizado en distintos rubros. Por ejemplo, las calderas son utilizadas para calentamiento de agua caliente sanitaria en el sector comercial, público y residencial (CPR). Los transformadores del tipo considerado pueden ser utilizados por empresas distribuidoras, incluidas en el sector Generación energética.

8.12.2 Factibilidad


Factibilidad institucional media baja, requiere de marco normativo para la aplicación del estándar.

35 Este término se refiere a que el quemador, la aislación, los controles y conexiones son fijadas en fábrica y despachados como

un paquete al usuario final.


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Factibilidad financiera Media Alta.


Corresponde a un instrumento de carácter público, pues mediante una norma se restringe la entrada de equipos ineficientes. Requiere por lo tanto de la creación de una Norma Nacional de estándares mínimos para transformadores y calderas.

Por sus características se clasifica como Regulación energética


El instrumento considera la aplicación de una norma que define ciertos niveles mínimos de eficiencia admisible para equipos a importarse y comercializarse en el territorio nacional.

Para poder determinar con seguridad los equipos en los que sería más costo-efectivo establecer MEPS, se deben realizar estudios de caracterización de usos de energía en la industria (para detectar tipos de equipos claves). Para esto se deberán hacer catastros de equipos operando en el país36 y levantamientos por parte de los proveedores, de la cantidad y eficiencia de equipos comercializados.

Financiamiento Privado: el privado se hace cargo del costo incremental de instalar un equipo más eficiente. Sin embargo, por tratarse de medidas costo-efectivas37, durante el ciclo de vida útil del equipo, el privado recuperará la inversión.

Financiamiento Público: financiamiento de la generación de la norma y los ensayos a los equipos.


Existen varios países alrededor del mundo que han promulgado MEPS para equipos relevantes. Cabe destacar que la mayoría de los MEPS no se aplican sobre equipos ocupados en el sector industrial, sino que sobre equipos de uso doméstico, por ser estos últimos mucho más estándares y de más amplia difusión.

Sin embargo, existen casos de países que han considerado dentro de su legislación MEPS para equipos de tipo industrial. Tal es el caso de Australia (calderas integrales y transformadores de distribución), Nueva Zelanda (transformadores de distribución) y Canadá (calderas comerciales generadoras de vapor o agua), México (bombas sumergibles, de pozo profundo, vertical y horizontal), China (bombas horizontales y ventiladores industriales). También Japón considera algunas restricciones mandatorios a la

36 Esto asume que la distribución actual de los consumos energéticos por equipos se mantiene relativamente constante en el

mediano plazo.

37 Se evaluará la costoefectividad de los MEPS para los equipos planteados, considerando costos incrementales de adquisición y

costos de energía ahorrada.


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comercialización de ciertos equipos industriales, pero se rigen bajo un concepto de “Top Runner”, distinto al de MEPS.

Cabe destacar, que en todos los países que consideran MEPS para este tipo de equipos, ha habido una intensa caracterización del mercado de equipos existentes y de equipos nuevos, sus eficiencias y sus condiciones de operación.

LBNL 2012a, realiza una evaluación de potenciales técnicos de eficiencia energética con MEPS en distintos equipos en las 13 mayores economías del mundo 38 , considerando sólo motores eléctricos y transformadores de distribución en los equipos industriales analizados (se consideran hornos y calderas, pero se especifica que son de uso comercial, debido a que son más fáciles de estandarizar que las grandes calderas y hornos industriales). El resultado de este estudio muestra que utilizando transformadores de distribución de alta tecnología se puede reducir el consumo de estos equipos respecto al escenario BAU en un 11% al 2020 y en un 27% al 2030.

LBNL 2012b, realiza la misma evaluación que el estudio anteriormente citado, sin embargo, sólo considera reducciones de consumo energético que son costo-efectivas en los países considerados, llegando a una reducción de consumo respecto a un escenario BAU de 7% al año 2020 y de un 17% al año 2030.


La principal barrera es la falta de información, tanto de los equipos actualmente operando, como de los que se venden año a año. Tampoco se conoce el factor de carga y horas de operación de los equipos. Esto hace muy difícil estimar si un MEPS sobre un tipo de equipo particular resulta costo-efectivo a nivel país, es decir, si el delta de inversión en un equipo más eficiente se paga en la vida útil promedio de los equipos de esa categoría.

Para algunos equipos, la eficiencia de fábrica puede venir asociada a una norma, lo que implica que no es necesario comprobarla, sin embargo, otros equipos tienen eficiencias medidas por el fabricante no necesariamente de acuerdo a una norma específica, lo que implica la necesidad de tener un organismo con capacidades técnicas para medir la eficiencia de los equipos de una manera estandarizada.

Se deben realizar catastros industriales de los equipos más relevantes: motores eléctricos, bombas, calderas, hornos, compresores, ventiladores, etc., con el fin de conocer cuáles son los equipos que más aportan al consumo industrial nacional.

Para evaluar la costo-efectividad de la medida, se debe tener acceso a información de venta de equipos por parte de los proveedores (esta información también puede ser levantada desde los usuarios, consultando por la antigüedad de los equipos instalados). Del mismo modo, como parte del catastro de equipo, se debe levantar información relativa a las horas de operación de los equipos y al factor de carga a que estos operan.

Se debe crear un laboratorio de pruebas de eficiencia de las partidas de equipos que ingresen a Chile y cuya eficiencia no haya sido medida de acuerdo a una norma validada en Chile. Se deben crear normas nacionales para la evaluación de las eficiencias de cada tipo de equipo considerado para un MEPS.

38 Australia, Brasil, Canadá, Unión Europea, India, Indonesia, Japón, México, Rusia, Corea del Sur, Sud África, Estados Unidos y

China.


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Costos y beneficios

Los costos de esta medida se separan en:

Diferencial de costo de inversión entre equipos: De los proveedores se obtiene una diferencia en el

costo de inversión del 16%, equivalente a 4.359 USD para un transformador de 100 KVA,

correspondiente al tamaño tipo tomado como referencia.

Ahorro en consumo energético durante el ciclo de vida del equipo: esta información se estimará en

base a los costos de electricidad y combustibles y en base a las horas de uso estimadas del equipo.

Co-beneficios

A nivel local la reducción en el consumo de combustibles implica una reducción en la emisión de contaminantes atmosféricos (en el caso de equipos que consumen combustibles).




Potencial

El universo sobre el cual se aplica la medida es a los transformadores comprados por año, los cuales estarán conformados por:

• Transformadores que entran por reemplazo, tras cumplimiento de la vida útil, dado por la tasa de falla del parque, considerando una vida útil de 25 años.

• Transformadores que entran por crecimiento del parque, equivalente al crecimiento del consumo energético establecido en la línea base.

El número de transformadores existentes se estima en base al consumo de energía asumiendo que el tamaño promedio es de 100 kVA, un factor de carga de 50%, teniéndose por lo tanto el siguiente parque de transformadores y tasa de recambio.

Nºtransf 100KVA Transformadores entrantes

(por crecimiento sector)

Transformadores recambio (por obsolescencia)

Año SIC SING SIC SING SIC SING

2012 44.058 23.092 3.476 1.868 1.623 849

2020 63.625 39.879 2.844 1.797 2.431 1.523

2030 85.020 49.009 1.690 1.325 3.333 1.907

2040 107.119 64.353 1.766 1.194 4.214 2.526

2050 130.991 82.944 2.090 1.886 5.156 3.242


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94

La mitigación se asocia a la reducción en el consumo de energía de un transformador Premium versus un transformador estándar. Se consideran los siguientes rendimientos (Fuente ProcobreChile: La industria de los transformadores de distribución, Octubre 2012):

Eficiencia estándar: 97,31%

Eficiencia Premium: 98,5 %


Por tratarse de una norma, que elimina del mercado los transformadores ineficientes, la tasa de penetración será del 100% del universo de transformadores nuevos desde el año 2017 desde el primer año de aplicación. De esta forma el ahorro de energía será:

Año Ahorro Energía (GWh)

SIC SING TOTAL

2017 32 19 51

2020 121 90 211

2030 476 314 790

2040 828 517 1.345

2050 1.095 691 1.785

La mitigación estará dada por al factor de emisión de los sistemas eléctricos involucrados.


Los resultados son:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 0 0

2030 373.825 3.079.120

2050 485.588 12.179.649

Promedio 320.517

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 1.225 $ 612.508 $ 849 $ 424.465 $ 305 $ 152.638

VP Ahorros -$ 2.532 -$ 1.266.008 -$ 1.544 -$ 771.930 -$ 362 -$ 180.870


-107 -57 -5


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Por tratarse de medidas de eficiencia energética, en algunos casos eléctricos, hay una disminución relativa de demanda sobre el sector generación.

Por tratarse de equipos que pueden ser utilizados por otros sectores (transformadores en sector generación y calderas en sector CPR), la dictación de un MEPS también puede tener efectos sobre estos. La costo-efectividad del MEPS en dichos sectores deberá ser evaluada de manera paralela, puesto que tanto las tasas de recambio, eficiencias de los equipos nuevos instalados y horas de uso, obedecen a patrones distintos de los que rigen el comportamiento en la industria y minería.

8.12.8 Información bibliográfica

PNAEE 2010: Plan Nacional de acción 2010-2020, generado por PRIEN para el PPEE, 2010

LBNL 2012a: Estimate of Technical Potential for Minimum Efficiency Performance Standards in 13 Major World Economies, Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, 2012.

LBNL 2012b: Estimate of Cost-Effective Potential for Minimum Efficiency Performance Standards in 13 Major World Economies, Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory, 2012.

MEPSAU 2001: Analysis of Potential for Minimum Energy Performance Standards for Packaged Boilers, preprarado para el Australian Greenhouse Office por Mark Ellis & Associates, 2001.

MEPSAU 2010: Improving the Energy Efficiency of Industrial Equipment, documento preparado para el Equipment Energy Efficiency Committee bajo el auspicio del Consejo Ministerial de Enegía de Australia y Nueva Zelanda, 2010.


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ina1

96

8.13 Medida 13: Implementación de sistemas para recuperar excedentes de calor de procesos térmicos, en la industria y minería

8.13.1 Descripción

El excedente de calor o calor desperdiciado, en procesos industriales que requieren del uso de calor, va en el menor de los casos desde el 25% del calor generado, llegando hasta el 55%. La principal vía por la cual se pierde el calor es a través de los gases de escape de los procesos de combustión, tanto para calderas como para hornos, y a través de torres de enfriamiento. Pese a constituir una de las principales oportunidades de mejora de eficiencia energética, este excedente de calor no está siendo utilizado.

El potencial de aprovechamiento de excedentes de calor se encuentra principalmente en aquellos sectores con alta generación de calor. Los principales sectores, según información de USA, se muestran en la siguiente figura:

Fuente: Industrial excess heat recovery technologies & applications - Draft annex, AIE 2010

Los principales potenciales de recuperación de calor se encuentran en los sectores: refinerías de petróleo, petroquímicos, industria forestal y papelera, siderurgia y alimentos. Sin embargo en todos aquellos sectores que cuentan con requerimientos de calor existe un potencial, considerando que en promedio el 20% del calor entregado en calderas y hornos se pierde en los gases de escape.

Las principales formas de recuperar calor son:

Recuperación de calor de gases de escape: Permite aprovechar el calor sensible (y en algunos casos

el calor latente) presente en los gases de escape de la combustión de calderas, hornos y secadores.

Este calor puede aprovecharse mediante economizadores, que permiten precalentar el agua de

alimentación en el caso de calderas, mediante pre-calentadores del aire de combustión del mismo

proceso, o puede aprovecharse mediante otro tipo de intercambiadores de calor para procesos en

otro punto de una misma planta.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Trill

on

es

de

Btu

Pérdidas de energía

Energía útil


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Recuperación de calor de condensadores: utilizado en torres de enfriamiento en ciclos de vapor, o

bien a bajas temperaturas en condensadores de ciclos de refrigeración, mediante la instalación de

intercambiadores de calor o bombas de calor es posible aprovechar calor de mediana y baja

temperatura.

La utilización de los excedentes de calor para utilizar en los mismos procesos u otros de la planta, implica una importante reducción en el consumo de energía, al aprovechar de mejor forma los insumos energéticos existentes, disminuyendo por lo tanto las emisiones de gases de efecto invernadero asociados a este consumo de energía.

En la actualidad no existe un registro ni fuentes de información que permitan determinar cuánta es la penetración de las tecnologías de recuperación de calor en el país, sin embargo esta misma falta de información permite detectar la falta de conocimientos que existe sobre esta oportunidad de mejora de la eficiencia energética, y que por lo tanto existe una necesidad de promocionar e incentivar la instalación de este tipo de tecnologías en el sector industrial del país.

Se propone por lo tanto la aplicación de un instrumento público que aproveche herramientas informativas para promocionar e incentivar el uso de recuperación de excedentes de calor en procesos industriales. Los objetivos de un programa de estas características deberán cubrir al menos los siguientes aspectos:

Identificar las necesidades de conocimiento a nivel nacional para establecer los principales sectores

que requieren un fomento a la recuperación de calor, identificando el potencial nacional, los

sectores y zonas que lo conforman y las barreras existentes para la instalación de este tipo de

tecnologías.

Generar en la industria el conocimiento necesario para detectar las oportunidades de recuperación

de calor, Identificando los excedentes de calor disponibles para la recuperación de calor,

identificando los procesos donde aprovechar los excedentes de calor y detectando la disponibilidad

tecnológica para la recuperación de calor. Esto a través de campañas de fomento y de la creación

de plataformas de intercambio de información y mejores prácticas.

Detectar regulaciones y políticas que puedan impactar positivamente el uso de tecnologías de

recuperación de calor.

La recuperación de calor es aplicable principalmente en el sector industrial, debido a sus requerimientos de calor. Dentro del sector industrial, la promoción debiese comenzar por los subsectores con mayores consumos de energía térmica y mayores excedentes de calor, correspondientes a los sectores: Refinerías, petroquímicas, Forestal, Celulosa y papelería, Siderurgia y Alimentación.

No se considera dependencia del tamaño de la industria.

8.13.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Alta, las tecnologías se encuentran desarrolladas en el país


Factibilidad financiera Alta, la medida es costo efectiva


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ina1

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Se consideran las siguientes actividades e instrumentos, enfocados principalmente en los sectores de industrias varias, azúcar, petroquímica y salitre:

Estudio de potencial de recuperación de calor: Debido a la falta de información existente sobre el

aprovechamiento de los excedentes de calor en el sector industrial del país, es necesario que de

forma previa al diseño detallado e implementación del instrumento se realice un estudio de

potencial que permita establecer y caracterizar el público objetivo que se verá beneficiado por las

actividades que conforman el instrumento.

Programa de difusión de la recuperación de calor: Campañas de difusión que permitan dar a

conocer a las empresas del país la existencia de una oportunidad de reducción de consumos

energéticos a través de la instalación de sistemas para la recuperación de calor. Se deberá informar

sobre las condiciones en las cuales es posible recuperar calor, las tecnologías existentes y los

beneficios de recuperar excedentes de calor.

Programa de información y datos para la recuperación de calor: Creación de una plataforma para el

intercambio de información y datos para la recuperación de calor, que sirva de benchmarking y

permita contar con una guía para la instalación de proyectos de recuperación de calor para

distintos subsectores industriales.

Programa de capacitación en recuperación de calor: Realizar capacitaciones en el sector industrial

que permitan comprender el funcionamiento de los sistemas térmicos, sus flujos de energía, las

oportunidades de recuperación de calor y entregue las herramientas y conocimientos para la

evaluación técnico económica de un proyecto de recuperación de calor.

Programa de apoyo técnico y financiero para anteproyectos de recuperación de calor: Generar una

instancia de apoyo a la que puedan postular empresas que tengan intenciones de implementar un

proyecto de recuperación de calor, a través del cual puedan obtener un apoyo técnico y financiar la

evaluación técnico y económica de un proyecto de cogeneración.

Dadas las características se considera el instrumento en las clasificaciones de:






Las actividades de promoción de la recuperación de calor que conforman el instrumento deberán contar con un financiamiento público. La instalación de tecnologías de recuperación de calor será financiada por cada empresa que decida instalar este tipo de aplicaciones, por tratarse de tecnologías costo efectivo.


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Existen tecnologías que permiten recuperar calor de forma costo efectiva para los procesos más comunes, principalmente para la recuperación de calor de gases de escape de hornos y calderas. En términos generales, la tecnología corresponde a la aplicación de intercambiadores de calor cuyo desarrollo es alto. Sólo para casos particulares las tecnologías se encuentran limitadas.


Respecto a las barreras a la recuperación de calor, si bien no existe información de potenciales, barreras y tasas de penetración actuales de la recuperación de calor, la poca información disponible a nivel nacional permite deducir que la tasa de penetración es baja y que se debe a la falta de conocimiento de este tipo de tecnologías y oportunidades de reducción del consumo de energía.

Respecto a las barreras a la implementación de un instrumento de fomento a la recuperación de calor, la principal barrera corresponde principalmente a la falta de información respecto a los potenciales para la recuperación de calor en el país y los principales sectores y procesos de calor que conforman el potencial. Se requiere esta información para determinar el público objetivo de la medida.

La medida debe comenzar con la generación de información, particularmente del potencial existente, los sectores involucrados, y los procesos específicos de generación de calor en los cuales se debe enfocar una medida de incentivos a la recuperación de calor.




La mitigación se asocia al calor recuperado que corresponderá a un ahorro de combustibles utilizados en cada planta. El ahorro posible de recuperar estará dado por las eficiencias típicas de los combustibles utilizados y el calor físicamente posible de recuperar.

Calor recuperable= Excedente de calor *% recuperable=(1-Rendimiento del equipo) calor *% recuperable

Los rendimientos típicos de las calderas son los siguientes:

Equipo Rendimiento

Horno 50%

Caldera Vapor a Gas Natural

85%

Caldera Vapor a Petróleo 85%

Caldera Vapor a Biomasa 80%

Caldera Vapor a Carbón 80%

Caldera de agua caliente 90%

El calor factible de recuperar en una caldera es 80% del excedente de calor, y el en caso de un horno es 50% del excedente de calor. Por lo tanto el calor recuperable por equipo será de:


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00

Equipo Calor recuperable

Horno 25%

Caldera Vapor a Gas Natural

12%

Caldera Vapor a Petróleo 12%

Caldera Vapor a Biomasa 16%

Caldera Vapor a Carbón 16%

Caldera de agua caliente 8%

Para conocer las tecnologías y combustibles utilizados con fines térmicos en la industria, se usó como referencia la base de datos corregida de la Encuesta Industrial de demanda y eficiencia energética 2009, PPEE.

De esta forma el potencial de reemplazo de energía anual es de 10.781 Tcal al año 2009. Este potencial se actualiza al año 2013 acorde al crecimiento en el consumo de energía quedando en un valor de 12.656 Tcal, este potencial va creciendo conforme al crecimiento obtenido en la proyección de línea base del sector, que en promedio corresponde a un 1,6% por año. El valor para cada año será de:

Potencial

bruto (Tcal)

2013 1.986

2020 2.463

2030 3.151

2040 3.734

2050 4.108


Por tratarse de una medida de fomento39, con campañas de información, asistencia técnica y apoyo financiero a los estudios, la tasa de penetración se estima en un máximo de un 3%. Por tratarse de una medida costo-efectiva, se considera apropiado utilizar este valor máximo.

El potencial de reemplazo de fuente de energía, que se traduce en un ahorro en la compra de combustibles es:



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01

Ahorro energía(Tcal)

2013 4

2015 127

2020 438

2025 754

2030 1.074

2035 1.394

2040 1.711

2045 2.018

2050 2.307

La mitigación estará dada por el factor de emisión de cada uno de los combustibles reemplazados, ponderando este valor por la participación de cada combustible en el potencial, correspondiente a la indicada en la siguiente tabla:


Electricidad 0,00%

Gas Natural 5%

Gas Licuado 12%

Petróleo combustible 5%

Diesel 23%

Kerosén 0,16%


Carbón 5%

Coque mineral 0%

Biomasa 51%

Costos y beneficios

Los costos privados de implementación de recuperación de calor se asocian a la instalación de tecnologías específicas tales como economizadores, pre-calentadores, entre otros tipos de intercambiadores de calor, y sistema asociado. Las tecnologías están disponibles actualmente en el mercado.

De la base de datos de auditorías realizadas a la fecha en el marco del programa de pre inversión en eficiencia energética, se tiene que en promedio la inversión en equipos de recuperación de calor es de 0,102 MMUSD/Tcal.

El aumento en los costos de mantenimiento se estima en un 1% de los costos de inversión.

Los beneficios económicos se dan por el ahorro en la compra de combustible, asociado al ahorro de energía, considerando los precios de los combustibles ponderado por la participación de cada uno en el potencial.

Co-beneficios



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02



Los resultados son:

Mitigación

Ton CO2/año Acumulado

2015 19.866 31.084

2030 154.291 1.424.790

2050 289.027 6.039.564

Promedio 158.936

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 187 $ 93.717 $ 132 $ 66.233 $ 54 $ 27.185

VP Ahorros -$ 4.948 -$ 2.474.244 -$ 2.886 -$ 1.442.911

-$ 593 -$ 296.551


-788 -456 -89


Con otros sectores


Con otras medidas





minero.


8.13.8 Bibliografía “Industrial excess heat recovery technologies & applications”, AIE – Industrial Energy related

technologies and systems. 2010.

“Energy Use, Loss and Opportunities Analysis”, para el U.S. Department of Energy Office of Energy

Efficiency and Renewable Energy Industrial Technologies Program, 2004.


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ina2

03

8.14 Medida 14: Evaluación e impulso de alternativas a la construcción de plantas desaladoras para la minería.

8.14.1 Descripción

La desalación de agua de mar se emplea cada vez con mayor frecuencia en el mundo. Siendo el consumo de energía uno de los costos más importante que inciden en la obtención de agua dulce a partir del agua de mar, han sido numerosos los mejoramientos, medidos en kWh/m3 de energía consumido a lo largo de los años, llegándose a niveles de 3 kWh/m3 de agua en el año 2011. El gráfico siguiente muestra el nivel de reducción de este parámetro en la desalación de agua de mar.

Fuente: Acciona Agua en España, 2011.

Existen alternativas a la desalación de agua a nivel industrial:

Carretera de Agua Dulce:

Aquatacama es un sistema que permite transportar agua dulce disponible en las desembocaduras de los ríos sureños, hacia las regiones nortinas necesitadas, constituyendo una solución social y económica particularmente sustentable.

El agua dulce se toma en la desembocadura de un río y un tubo submarino la transporta a lo largo de la costa por kilómetros, hasta la región de destino, desde donde se puede distribuir hacia una zona determinada. El tubo, puede alcanzar cuatro metros de diámetro, es muy ligero y flexible; está construido de fibras textiles termoplásticas de alta resistencia y posee la certificación de calidad alimentaria.

El costo del transporte del agua depende del caudal y la distancia, y es muy inferior a las soluciones clásicas como desalación, trasporte por barco, canal o tubería terrestre. Asimismo, su consumo energético es aproximadamente tres veces menor a los sistemas con desaladoras. Se estima que el sistema desde el Biobío hasta Arica consumiría 0.9kWh/m3 donde la desalación gasta hasta 4kWh/m3 aproximadamente.


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04

Utilización de agua de mar: Corresponde a la utilización directa de agua sin desalar en los procesos industriales. Actualmente, en Chile opera Minera Esperanza, que en su operación ocupa solamente agua de mar, la que es bombeada a través de un acueducto de 145 kilómetros de longitud, que sigue la misma ruta del concentraducto.

Esta innovación es posible gracias al sistema de impulsión que contempla cuatro estaciones de bombeo, situadas entre el sector del Muelle Esperanza ubicado en Caleta Michilla y el yacimiento de la Compañía en la comuna de Sierra Gorda.

El mayor consumo de agua de mar lo requiere la Planta Concentradora, estimado en más de 600 litros por segundo. Algunos procesos en la costa y en el sector del yacimiento requieren de agua dulce, la que se obtiene de la desalinización del agua de mar, a través de plantas de osmosis reversa, ubicadas en ambos sectores. Del total del agua de mar necesaria para el proceso (630 litros por segundo), se desaliniza sólo cerca del 8%.

Optimización de sistemas para disminuir uso de agua:

En la industria minera se están consiguiendo grandes logros en la gestión eficiente del agua y en este momento no existe otro sector industrial en Chile, aparte de la industria del cobre, que haya logrado aumentar un 30% la eficiencia en el uso de este recurso en sólo diez años.

En Chile, la Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi tiene varios proyectos de ahorro de agua en ejecución, entre los que podemos destacar la construcción de un segundo espesador (2011) de relaves de gran diámetro, que funciona como una gran “centrífuga”, y que permitirá aumentar la capacidad de recuperación de agua de la planta.

Actualmente se está probando una nueva tecnología (depositación de relaves espesados) que permitirá espesar aún más el relave hasta dejarlo con sólo un 31% de agua aproximadamente. Durante los últimos años, las medidas de ahorro de agua han permitido pasar de usar 642 litros por tonelada de mineral tratado en el año 2008, a cerca de 595 litros durante el 2010.

En cuanto al uso, al año 2010 Collahuasi recuperaba o reciclaba en forma constante cerca del 80% del agua que circula dentro de su planta concentradora de cobre (Collahuasi 2011).

8.14.2 Factibilidad Factibilidad técnica Media alta, no existen limitaciones técnicas a la implementación de los equipos considerados, sin embargo se consideran limitaciones asociadas al tamaño del proyecto y disponibilidad de recursos.

Factibilidad institucional media baja,

Factibilidad financiera Baja, los costos de abatimiento son altos.


Programa específico orientado a evitar la construcción de desaladoras. Se puede impulsar un proyecto de ley que declare prioridad nacional proyectos que eviten la construcción de desaladoras, facilitando enormemente los estudios y trámites requeridos para su evaluación y aprobación.

El financiamiento es privado, las empresas interesadas en los proyectos (declarados a priori como rentables) correrán con la inversión.


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05


Proyecto de impulsión de agua desde el sur:

Posible oposición de grupos ambientalistas ya la ciudadanía por el impacto que pueda causar la

extracción de agua desde los ríos del sur del país. Si bien el impacto en la disponibilidad del recurso

si minimiza al considerarse una succión cercana a la desembocadura, probablemente se mantenga

un impacto en los ecosistemas de la desembocadura de los ríos intervenidos.

Permisos para realizar el trazado e instalación de la tubería.

Proyectos de uso de agua salada:

Mayores costos de inversión en equipos y materiales.

Las soluciones técnicas para manejar el agua salada están en fase de prueba y por ahora no se ha

probado que son 100% eficaces.

El estado y la empresa deberá realizar un análisis acucioso de los eventuales impactos negativos del proyecto e informarlos a la ciudadanía, sopesando los pros y los contras del proyecto.

Al ser declarado tema de relevancia nacional, la tramitación de los derechos para instalar la cañería será más simple.

Respecto a las dificultades del uso de agua salada. Se espera que de manera natural la industria encuentre soluciones que cumplan mejor los requisitos y se logren disminuciones en el costo de los equipos y materiales especiales.

8.14.5 Reducción de emisiones asociada a las medidas



Para las proyecciones del consumo de agua se utiliza la información proyectada a nivel de la línea base.

Se estima el consumo de energía para un escenario base, en que los requerimientos de agua dulce se suplen con desaladoras, y en un escenario con medida en que los requerimientos se suplen con proyectos de carreteras de agua dulce. Los consumos de energía en cada caso son:

Bombeo de agua dulce desde el sur: 0,9 kWh/m3 (Referencia Aquatacama)

Desalación: 3,4 kWh/m3 (Fuente: Cochilco)

Los dos casos anteriores consideran únicamente el consumo de energía a nivel del mar, pues el impulso hacia las plantas será el mismo para ambos casos.

La mitigación se relacionará con la reducción en el consumo de energía para satisfacer un mismo requerimiento.


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06


La medida considera que el total de la demanda de agua fresca se cubre con proyectos de bombeo de agua dulce desde el sur del país, tomando como referencia el proyecto Aquatacama, es posible estimar el ahorro de energía asociado a la aplicación de esta medida.

Costos y beneficios

Aquatacama, la inversión total varía en función de la distancia como del caudal entre 1.000MUSD para unos proyectos de una sola etapa con un caudal reducido hasta 15.000MUSD para unos proyectos muy largos con numerosas etapas totalizando un caudal muy importante.

Según el proyecto, la inversión total se desglosaría aproximadamente en:

6% Instalaciones en tierra

28% Obras de aproximación costa y eventuales plataformas en alta mar

17% Colocación del tubo y del lastre

48% Tubería

1% Dirección de obra

El beneficio económico estará dado por el costo de la energía eléctrica ahorrada.

Co-beneficios

En el caso del uso de agua salada y de disminución de consumo de agua de las mineras, existe mayor disponibilidad de agua dulce para la agricultura y el consumo humano.

Menor presión sobre ecosistemas marinos debido a que no se vertería salmuera a alta temperatura en las cercanías de las plantas desaladoras desplazadas.


Los resultados son:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 0 0

2030 457.476 5.591.477

2050 635.028 16.516.569

Promedio 485.781

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 15.000 7.500.000 $ 15.000 7.500.000 $ 15.000 7.500.000

VP Ahorros -$ 7.517 -$ 3.758.651 -$ 4.939 $2.469.628 -$1.551 -$775.323


907 908 908


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El mayor o menos uso de agua dulce implica una inmediata interrelación con el sector agropecuario.

El menor consumo eléctrico implica menor demanda sobre el sistema eléctrico, que en el caso del SING, por ser fuertemente dependiente de combustibles fósiles importados, disminuye la dependencia nacional.

8.14.7 Información bibliográfica Aquatacama: Proyecto Aquatacama. Sitio Web: www. aquatacama.com

Esperanza: Minera Esperanza. Sitio Web: www.mineraesperanza.cl

Esperanza 2010: Minera Esperanza en la recta final – Revista Minería Chilena Nº 352 Octubre de

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The use of seawater as process water at Las Luces copper–molybdenum beneficiation plant in Taltal

(Chile), Moreno el al. Mineral Engineering, 2011.


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08

8.15 Medida 15: Implementación de medidas de eficiencia energética para el transporte en la minería

8.15.1 Descripción

Se considera la implementación de medidas de eficiencia energética de bajo costo de inversión para el transporte al interior de las faenas mineras. Las medidas se enfocan principalmente en cambios operacionales, tales como conducción eficiente, mantenimiento, y gestión de la carga de camiones.

Se consideran únicamente medidas costo efectivas aplicables sobre el consumo de camiones mineros al interior de las faenas. La medida se aplica únicamente sobre el sector minería. La mitigación se asocia a la reducción del consumo de diésel. Sin importar el tipo de vehículo que se conduzca ni su antigüedad, una conducción energéticamente eficiente (Ecodriving) generará un ahorro de 8% sobre el consumo total. El Ecodriving, medida que depende exclusivamente del comportamiento de la población al momento de conducir un vehículo, presenta un mayor porcentaje de ahorro en comparación con las otras dos medidas. De aquí se puede concluir de que existe la necesidad de incorporar en la educación el fomento de conductas energéticamente eficientes, a la vez que se informa de los beneficios que éstas entregan, no sólo a nivel energético, sino que también a nivel ambiental y económico para cada conductor.40

Dependiendo de la antigüedad del vehículo, un mantenimiento adecuado generará un ahorro máximo del 10% del consumo, cuyo valor debiera disminuir a medida que el vehículo se acerque al fin de su vida útil. De forma conservadora, se estima que el parque alcanzaría un 3% de ahorro de manera anualizada.

Para medidas relacionadas con la optimización de las cargas se considera un ahorro de un 2% 41con respecto al consumo del proceso, acorde a la literatura consultada. La reducción de peso en carga está enfocado directamente a la correcta distribución de la carga en los camiones. Idealmente, todos los camiones deberían transportar una cantidad óptima, relacionada a la capacidad de carga máxima que puede soportar el motor.

Tipo de medida % ahorro

Ecodriving 8%

Reducción de peso 2%

Se consideran en una primera instancia medidas blandas de carácter principalmente operacional y de gestión de flotas y en una segunda instancia utilización de motores híbridos (diésel – Gas natural), considerando un escenario de precios favorables para el gas natural.

40 Sustainable Transport: A Sourcebook for Policy-maker in developing countries - Module 4f - Ecodriving – GTZ,

Projeto Eco-driving do programa CleanTruck Elin Skogens, gerente do Programa Clean Truck da Prefeitura de Estocolmo, Suécia

41 Caracterización del Consumo y Estimación del Potencial de Ahorro de Energía en las distintas Regiones de Chile, PRIEN Y

Ministerio de Economía. Septiembre de 2008


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09

8.15.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Alta, se consideran medidas de rápida aplicación enfocada principalmente en cambios operacionales.

Factibilidad institucional alta, corresponden a campañas de fomento que no requieren cambios institucionales

Factibilidad financiera Alta, por tratarse de medidas principalmente operacionales los costos de inversión son bajos.

8.15.3 Características del instrumento

El instrumento corresponde a una medida de fomento, que involucra la realización de campañas de difusión con enfoque específico en el sector. Se consideran las siguientes actividades e instrumentos:

Programa de difusión de la eficiencia energética en el transporte

Plataforma de información y datos para la eficiencia energética en el transporte minero.

Programa de capacitación en conducción eficiente.

Dadas las características se considera el instrumento en las clasificaciones de:






Las actividades de promoción de la eficiencia energética en el transporte minero que conforman el instrumento deberán contar con un financiamiento público. La instalación de tecnologías de recuperación de calor será financiada por cada empresa que decida instalar este tipo de aplicaciones, por tratarse de tecnologías costo efectivo.


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Para las medidas blandas, se considera un ahorro promedio de un 6% por la aplicación de un pack de medidas de carácter operacional, acorde a lo establecido por el documento “Analyses of diesel use for Mine Haul and transport operations”.

En relación a la medida de utilización de camiones motrices, se considera la conversión para la utilización de un 75% de gas natural comprimido y 15% de diésel.

Se considera que todo el consumo en diésel en las faenas del sector minería corresponde al consumo en camiones en el sector.


La medida corresponde a un fomento que incentive la aplicación de medidas de mitigación en el transporte minero42.

Para el caso de medidas blandas, se considera que las faenas aplicarán únicamente medidas costo efectivas, lo que incentivará su adopción, sin embargo la medida se ve castigada por la poca incidencia del gasto en este tipo de usos sobre los gastos operacionales de una faena, por lo que se considera apropiada una tasa de penetración del 3%. El ahorro por estas medidas y su mitigación será de:

Año Ahorro medida (Tcal) Emisiones evitadas Ton CO2e

2014 24 8.189

2015 48 16.504

2020 215 74.365

2025 544 188.142

2030 870 301.208

2035 925 320.344

2040 979 338.852

2045 1.034 357.876

2050 1.075 372.045

Para el caso de conversión a camiones híbridos, se considera una tasa de penetración mayor, pues la diferencia entre los precios de ambos de combustible genera un incentivo adicional. Para determinar la mitigación, se comparan las emisiones en la línea base, en considerando únicamente el facto de emisión del diésel, y se compara con el caso con medida en que las emisiones estarán dados por el consumo de energía y el factor de emisión ponderado por el 25% de participación de diésel y el 75% de participación del gas natural. Siendo las emisiones en cada caso:

42 En general, para todas las medidas, se considera que medidas de fomento, enfocadas en superar principalmente las barreras informativas, presentan tasa de penetración de entre el 2% y el 5% anual del universo sobre el cual es aplicable la medida. Estos valores se estiman en base a opinión experta e información de programas desarrollados a la fecha enfocados en el uso de la energía en la industria y minería. El valor utilizado dependerá de las características particulares de la medida, seleccionando el máximo (5%) para las medidas más costoefectivas.


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Año Emisiones LB (ton CO2) Emisiones con Medida (ton CO2) Reducción emisiones (ton CO2)

2014 4.549.709 4.505.500 44.210

2015 4.584.571 4.495.474 89.097

2020 5.901.998 5.500.546 401.451

2025 8.710.280 7.694.618 1.015.662

2030 9.843.406 8.217.369 1.626.037

2035 9.960.673 7.831.321 2.129.351

2040 10.024.785 7.686.905 2.337.881

2045 10.073.733 7.724.437 2.349.296

2050 9.964.295 7.640.522 2.323.774

Costos y beneficios

Se estima que los costos asociados a medidas de eficiencia energética de este carácter son bajos debido a que son principalmente medidas de carácter operacionales. De acuerdo a la experiencia presentada por GTZ (Fleet Management System in Hamburg), se toma como referencia una inversión de 13.600 Euros.

Para el caso de la conversión a camiones híbridos se considera la inversión por camión de 800.000 USD, acorde al documento “Investigating the Use of Methane as Diesel Fuel in Off-Road Haul Road Truck Operations”.

Los beneficios económicos estarán dados por el ahorro de energía en el caso de las medidas blandas, lo que se traduce en un ahorro en la compra de combustibles. En el caso de la conversión existen beneficios económicos por la diferencia de precios entre los dos combustibles considerados.


Los resultados son:

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 16.504 68.904

2030 301.208 2.294.189

2050 372.045 9.096.896

Promedio 239.392

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 25.785 $ 12.371.667 $ 16.064 $ 7.707.648 $ 4.052 $ 1.943.915

VP Ahorros -$ 89.287

-$ 42.839.797 -$ 50.556 -$ 24.256.585

-$ 8.717 -$ 4.182.438


-6.981 -3.792 -513


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Con otros sectores

Al tratarse de uso de combustibles no se considera interrelaciones con otros sectores. Sin embargo debe verificarse que no exista doble conteo con el sector transporte.

Con otras medidas





minero.


8.15.6 Información bibliográfica Sustainable Transport: A Sourcebook for Policy-maker in developing countries - Module 4f -

Ecodriving – GTZ,

Projeto Eco-driving do programa CleanTruck Elin Skogens, gerente do Programa Clean Truck da

Prefeitura de Estocolmo, Suecia

Caracterización del Consumo y Estimación del Potencial de Ahorro de Energía en las distintas

Regiones de Chile, PRIEN Y Ministerio de Economía. Septiembre de 2008


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8.16 Medida 16: Fomento a utilización de combustibles no convencionales de baja emisión de GEI para uso térmico en sector industrial y minero.

8.16.1 Descripción

Incentivo en el futuro de cambiar el uso de combustibles convencionales por combustibles en desarrollo tales como sintéticos, hidrógeno, otros; en la medida que alcancen una etapa de madurez tecnológica. Se considera como primera opción el uso de hidrógeno, para el cual se estima que será costo efectivo a partir del año 2020, considerando en Chile una llegada al año 2025.

Se considera la aplicación a través de la instalación de celdas de combustible estacionarias en plantas industriales que presenten usos térmicos relevantes, y que utilicen combustibles convencionales con factores de emisión de GEI importantes.

Se deberá dar incentivo en primer lugar a la generación de hidrógeno y al desarrollo de infraestructura para su transporte, y en segundo lugar a la instalación de celdas de combustible en los sectores que presenten mayores potenciales.

La mitigación se asocia a la reducción en el factor de emisión del combustible utilizado para cubrir una misma demanda energética.

8.16.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Media Baja, el combustible no se encuentra a la fecha en una etapa de madurez tecnológica y comercial


Factibilidad financiera Baja, debe esperarse a que la medida sea costo efectiva, estimado a partir del año 2033.


Se considera una campaña de fomento desde el punto en que la medida se vuelve costo efectiva (año 2039 según resultados de la modelación) y el establecimiento de plantas pilotos durante el período 2025 – 2039, que cumplan un rol demostrativo para el uso de este tipo de combustibles.


Potencial

Al igual que en la medida de reemplazo por combustibles convencionales, el universo sobre el cual se aplica el consumo reemplazable corresponde a aquellas plantas con consumo térmico en calderas y hornos operando con combustible convencionales distintos al gas natural, se consideró el reemplazo para diésel, carbón, petróleo fuel 5 y 6. El potencial se estimó en base a los datos corregidos de la Encuesta Industrial de demanda y eficiencia energética 2009, PPEE.


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De esta forma el potencial de reemplazo de energía anual es de 21.173 Tcal al año 2009. Este potencial se actualiza al año 2013 acorde al crecimiento en el consumo de energía quedando en un valor de 24.857 Tcal, este potencial va creciendo conforme al crecimiento obtenido en la proyección de línea base del sector, que en promedio corresponde a un 1,6% por año. El valor para cada año será de:

Potencial

bruto (Tcal)

2013 8.349

2020 8.088

2030 8.047

2040 5.969

2050 4.123

Este potencial corresponde principalmente a un potencial de reemplazo de diésel, correspondiendo un 73% del potencial a este combustible y un 23% del potencial al reemplazo de petróleo combustible.


La medida corresponde a un fomento que incentive el uso de hidrógeno por sobre otros combustibles43.

La medida resulta ser costo efectiva a partir del año 2039, razón por la cual se considera una tasa de penetración del 2%, entre el período 2020 – 2039 deberá considerarse que deberán entregarse incentivos a la utilización de las tecnologías que utilicen hidrógeno, por medio de la implementación de plantas piloto, entre otros. El potencial de reemplazo de fuente de energía, que se traduce en un ahorro en la compra de combustibles es:


2020 0

2025 425

2030 2.132

2035 3.012

2040 3.342

2045 3.213

2050 3.037

La mitigación estará dada por el factor de emisión de cada uno de los combustibles reemplazados.

Costos y beneficios

Los costos de generación y distribución de hidrógeno están expresados en el costo del combustible. Acorde al documento “IEA Energy Technology Essentials: Hydrogen Production & Distribution”, el costo del hidrógeno, se encuentra en los 58 USD/GJ.



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15

Se consideran los costos de inversión en tecnologías de celdas de combustibles para utilización estacionaria. Acorde al documento “IEA Energy Technology Essentials: Fuel Cells for stationary aplications”, se consideran costos de inversión de 4000 USD para tecnologías de gran escala, hasta 12500 USD para tecnologías de menor escala.


A continuación se resume el impacto de la medida, considerando la introducción a partir del año 2025.

Mitigación

Ton CO2/año

Acumulado

2015 0 0

2030 174.621 649.939

2050 238.852 5.614.198

Promedio 147.742

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 1.773 $ 886.445 $ 1.259 $ 629.493 $ 414 $ 207.149

VP Ahorros -$ 7.622 -$ 3.810.874 -$ 3.921 -$ 1.960.584 -$ 404 -$ 202.112


-1041,8 -474,2 1,8

8.16.5 8.16.6 Interrelaciones Con otros sectores

Al ser procesos de usos térmicos no hay mayores interrelaciones con otros sectores. Con otras medidas








en el sector industrial y minero


8.16.7 Bibliografía “Hydrogen Economy for Low Carbon Society”, Technology Research Institute, Tokyo Gas Co., Ltd.

2008.

“Hydrogen and Fuel Cells - A Handbook for Communities


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8.17 Medida 17: Recuperación de energía potencial de caídas de material en la minería

8.17.1 Descripción

En Chile el 80% de las minas se encuentran en una altura sobre los 3.000 m.s.n.m.44 y con una caída entre las faenas y las plantas de procesos. Entre ambos puntos se transportan distintos elementos a través de correas y ductos, por lo que puede aprovecharse la energía potencial dada por la caída de estos elementos para generar electricidad, logrado un ahorro en la compra de energía a la red y consecuentemente una reducción de emisiones asociadas al sistemas eléctrico.

La medida considera la instalación de sistemas que permitan generar electricidad a través de la recuperación de energía potencial existente en distintos tipos de caídas, tales como correas transportadoras, agua, pulpa, relave y concentrado. Sin embargo los modelos se realizan considerando únicamente la información de recuperación de energía de correas (correas regenerativas), pues las otras tecnologías se encuentran en desarrollo, por lo que no existe información disponible.

La medida se aplica únicamente en el sector minero.

8.17.2 Factibilidad

Factibilidad técnica Media Baja, si bien las correas regenerativas se encuentran desarrolladas a nivel mundial y con casos de aplicación en Chile, el aprovechamiento de la energía potencial para la caída de relaves en ductos corresponde a una tecnología de madurez muy temprana, actualmente presente en algunos estudios del país, sin encontrar referencias a nivel internacional.


Factibilidad financiera Baja, debe esperarse a que la medida sea costo efectiva.


Se considera una campaña de fomento desde el punto en que la medida se vuelve costo efectiva (año 2030 según resultados de la modelación) y el establecimiento de plantas pilotos durante el período 2025 – 2030, que cumplan un rol demostrativo para el uso de este tipo de combustibles.



Se toma como referencia principal el documento “Potencial de recuperación energética en relaves de la gran minería del cobre, factibilidad técnico económica”, tesis que estima el potencial de generación eléctrica de las principales faenas mineras (las faenas consideradas cubren más del 60% del consumo de energía del sector minería) en base a la recuperación de energía tanto aprovechando la caída de relaves

44 Sergio Andrade, ingeniero del Departamento de Seguridad Minera del Servicio Nacional de Geología y Minería


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por medio de correas regenerativas, como a través del uso de turbinas hidráulicas adaptadas para relaveductos.

Este trabajo toma como referencia los casos existentes y evalúa la operación de sistemas similares en otras faenas, obteniendo los siguientes potenciales

Compañía /Faena Sistema eléctrico

Desnivel Planta-Tranque

Potencial generación central minihidráulica relave

Potencial generación correas regenerativas

m MWh MW-año

Codelco División Andina SIC 3.200 3.942 66.186

Codelco División El Salvador SING 1.450 3.154 8.604

Codelco Norte SING 215 4.730 12.728

Minera Collahuasi SING 120 3.154 170

Antofagasta Minerals Minera Los Pelambres

SIC 106 – 755 6.307 36.257

BHP Billiton Minera Escondida SING 10 – 120 7.884 6.331

Este potencial, estimado para el año 2012, se considera que crece acorde al crecimiento del material procesado para cada sistema eléctrico, siendo el potencial máximo de generación el siguiente:

Potencial máximo de generación

SIC SING

Correas Turbina relave Correas Turbina relave

GWh/año GWh/año GWh/año GWh/año

2013 190 19 39 26

2020 251 25 51 35

2030 367 37 71 48

2040 360 36 70 47

2050 346 35 67 46


Considerando que la medida se aplica sobre un número pequeño de plantas, y que por lo tanto es posible incentivar caso por caso, se considera que al final del período (2050) la tasa de penetración puede llegar al 80%. Considerando que la medida entra de forma escalonada, se tendrá que:

Le penetración de correas regenerativas en el SIC se traduce en la entrada de 6 MW cada 5 años

La penetración de turbinas para relaves en el SIC se traduce en la entrada de 1 MW cada 10 años,

solo hasta el 2035.

La penetración de correas regenerativas en el SING se traduce en la entrada de 1 MW cada 6 años

La penetración de turbinas para relaves en el SING se traduce en la entrada de 1 MW cada 10 años,

hasta el 2035-


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La generación de electricidad por año, aplicando la medida será

Generación con medida

SIC SING TOTAL

GWh/año GWh/año GWh/año

2015 47,30 - 47,30

2020 102,49 15,77 118,26

2025 149,80 23,65 173,45

2030 204,98 39,42 244,40

2035 252,29 47,30 299,59

2040 299,59 55,19 354,78

2045 346,90 55,19 402,08

2050 394,20 63,07 457,27

La mitigación estará dada por los factores de emisión de los sistemas eléctricos involucrados.

Costos y beneficios

Se considera la inversión especificada en el documento antes citado, estimada en base a los casos desarrollados en el país. Se utiliza un valor promedio de la inversión, acorde al ahorro anual estimado por cada caso se tiene una inversión de:

Inversión correas regenerativas:5.930 USD/MWh (de ahorro del primer año de aplicación)

Inversión turbina para relave 507 USD/MWh (de ahorro del primer año de aplicación)

Se considera en todos los casos un factor de carga del 90%. Adicionalmente se consideran los beneficios económicos asociados a la reducción en la compra de electricidad.


Los resultados parciales son:

Mitigación

Ton CO2/año Acumulado

2015 18.496 18.496

2030 111.921 951.236

2050 204.968 4.028.219

Promedio 106.006

Costos

Tasa de descuento

1% 3% 10%


VP Inversión $ 2.416 $ 1.159.065 $ 1.705 $ 817.909 $ 718 $ 344.335

VP Ahorros -$ 210 -$ 100.630 -$ 134 -$ 64.078 -$ 40 -$ 19.045


547,6 390,0 168,3


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La medida se interrelaciona con otras medidas de generación eléctrica, pues su aplicación reduce las presiones sobre la demanda eléctrica de una empresa.

8.17.6 Información bibliográfica Información Minera Los Pelambres

Revista Chilena de Minería

Trucks vs. Conveyors: The Smarter Investment For Your Operation


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20

9 Bibliografía

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CO2eq Baseline Emissions and Mitigation Options for the Industry and Mining Sector (Spanish)

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