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Reforma tributaria: Un avance hacia una economía más baja en
carbono
Juan-Pablo Montero, académico del Instituto Economía y del Centro de Cambio Global UC
Andres Pica, investigador de GreenLab UC y del Centro de Cambio Global UC
Enzo Sauma, académico de la Facultad de Ingeniería y del Centro de Cambio Global UC
Sebastián Vicuña, académico del Centro de Cambio Global UC
Resumen
La reforma tributaria recientemente enviada al Congreso representa una innovación en materia de
regulación ambiental al incluir instrumentos económicos como son los impuestos a la emisión de
contaminantes. En particular, la reforma incluye impuestos a las emisiones locales (material
particulado, óxidos nitrosos, dióxido de azufre) y globales (dióxido de carbono o CO2)
provenientes de grandes fuentes fijas --plantas termoeléctricas y grandes calderas industriales. Es
difícil evaluar el impacto del primer impuesto ya que su tamaño está por definirse. Este impuesto
podría transformarse incluso en un simple instrumento de extracción de renta sin ganancia
ambiental alguna si se le fija debajo del costo que significa para una empresa ya instalada reducir
emisiones más allá de las normas ya existentes. Y si se le fija por encima, las normas actuales
pasan a ser irrelevantes. Si bien una norma y un impuesto pueden actuar en forma similar frente a
una fuente fija ya instalada, el concepto del impuesto de cobrar por los daños que las emisiones
producen es doblemente positivo ya que además de la señal de corto plazo introduce una señal de
largo plazo de ordenamiento territorial para la instalación de nuevas fuentes fijas que no lo logran
las normas.
En relación al impuesto a las emisiones globales, es evidente que el país tiene que moverse
gradualmente hacia una economía más baja en carbono y un impuesto de 5 US$/ton al CO2
emitido por fuentes fijas de mayor tamaño es un muy buen punto de partida. Si bien éstas fuentes
son responsables de sólo una parte de las emisiones de CO2 del país (el sector eléctrico
contribuye con más de un 30% y la tendencia es al alza), esta iniciativa apunta a construir
gradualmente un marco regulatorio y administrativo que a futuro nos permita estar preparados
para la implementación de una regulación más ambiciosa incorporando otras fuentes emisoras
como el transporte (que contribuye con casi otro 30%) y el uso de otros instrumentos de mercado
como los permisos transables de emisión. Más aún, a futuro el país podría conectar su mercado
doméstico a los mercados internacionales (de Europa, California, Noreste de EE.UU.) y vender
permisos en estos mercados.
Creemos que el impacto de un impuesto de 5 US$/ton sobre la economía es moderado comparado
con los beneficios asociados a comenzar a construir desde ya las instituciones que se requerirán a
futuro para abordar este problema. Para ilustrar el impacto de este impuesto, realizamos un
ejercicio de simulación a partir del modelo Fase II desarrollado en el contexto de la Iniciativa MAPS
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Chile (www.mapschile.cl). Este modelo cubre emisiones de CO2 provenientes exclusivamente del
sector generación eléctrica y otros centros de transformación, que son los sectores mayormente
afectados por la reforma. Comparamos la evolución de la matriz de generación eléctrica bajo un
escenario sin impuesto al CO2 ---pero considerando todas las otras regulaciones existentes--- con
la evolución bajo un escenario con el impuesto de 5 US$/ton. Se obtienen reducciones de
emisiones de 3 millones de toneladas de CO2 (6% del total) al 2020 y 6 millones al 2030 (11% del
total). La reducción acumulada en el período 2017-2030 alcanza a los 59 millones de toneladas. La
reducción se explica principalmente por un reemplazo de un 3% de generación a carbón por
generación eólica e hidroeléctrica.
Si bien la letra del proyecto de reforma puede llevar a algunos a pensar que este impuesto al CO2
está diseñado de forma de no afectar los precios finales de la electricidad, esto no es así ya que
afecta el costo de oportunidad de las empresas generadoras en el mercado spot lo que a su vez
afecta los precios de los contratos de los clientes industriales y las ofertas en las subastas de
distribución. De hecho, la simulación del modelo Maps Chile muestra un incremento en el costo
para la industria eléctrica que en promedio alcanza los 2,7 US$/MWh para el período 2017- 2030.
Esto debiera reflejarse en un alza en el precio nudo, que en el SIC, por ejemplo, llega a un 3% y que
en términos de tarifa final residencial es de aproximadamente 2%.
Análisis del impacto de la reforma tributaria en las emisiones de CO2 y costos asociados
a la generación eléctrica
La reforma tributaria tal como ha sido presentada al congreso, presenta 3 tipos de impuestos que
afectan a la generación eléctrica, cada una de estas propuestas merece un análisis diferenciado, a
continuación se presenta cada uno de estas reformas:
1. Impuesto de 5 USD por tonelada de CO2 emitido a la atmosfera.
2. Impuesto de 0,1 USD por tonelada de contaminantes locales (MP2.5, SO2 y NOx) emitido
a la atmosfera.
3. Impuesto a las externalidades generadas por contaminantes locales (MP2.5, SOx y NOx)
Impuesto a las emisiones de CO2
Un impuesto al CO2 es muy sencillo de fiscalizar, dado que se condice directamente con el
consumo de combustibles y su contenido de carbono, por lo que ya sería posible fiscalizar este
impuesto con un margen de error entorno al 1%.
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Para hacer este análisis, se adaptó un Modelo del Sistema Eléctrico Nacional, que considera el SIC
y el SING, desarrollado en el contexto de la Iniciativa MAPS Chile, en particular se trabajó a partir
de los productos de la Fase II del Sector Generación Eléctrica y Otros Centros de Transformación,
trabajo desarrollado por un equipo del Centro UC de Cambio Global (http://www.mapschile.cl/).
El modelo desarrollado obtiene, para el horizonte temporal 2014-2030, las emisiones de GEI, los
costos para la economía chilena, las expansiones óptimas de la matriz eléctrica, entre otros
indicadores, para cada escenario desarrollado. La metodología de modelación energética se divide
en tres etapas. En la primera, se utilizan diferentes escenarios que varían en los principales driver
del sistema: Demanda eléctrica e Hidrología, para determinar un conjunto de expansiones
posibles, obtenidas por medio de un modelo de optimización. En la segunda etapa, a partir de las
expansiones bases obtenidas se selecciona el plan de expansión base, que será aquella expansión
cuyos costos esperados sean menores. En una última etapa se prueba el comportamiento de la
expansión, por medio de simulación de Montecarlo, frente a diversos escenarios generados
aleatoriamente a partir de un pool de escenarios posibles, los parámetros que varían dentro de
este pool son: la hidrología, la proyección de demanda, los factores de modulación para el precio
de los combustibles y los factores de planta eólicos. El modelo fue construido utilizando los
softwares especializados WEAP y LEAP. El primero especializado en el manejo de recursos hídricos,
entrega los factores de planta a partir de series climáticas. Por su parte, LEAP es una herramienta
especializada en la modelación energética a largo plazo, utilizada a nivel mundial. El siguiente
diagrama resume la metodología:
Figura 1 Metodología de modelación del sector eléctrico
Fuente: Elaboración propia
Este procedimiento se realizó para dos escenarios, los cuales consideraron una serie de variables,
parámetros y supuestos construidos por medio de acuerdos en un trabajo conjunto con expertos
sectoriales, provenientes del Gobierno, la Industria, Academia, entre otros. Esto se realizo por
medio de diversas mesas de trabajo, en el contexto del proyecto MAPS. El Escenario Base,
proyecta el escenario esperado de desarrollo del sector, tomando en cuenta las regulaciones
vigentes. El Escenario de Impuesto al CO2, considera las mismas condiciones, más un gravamen al
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CO2 de 5USD la tonelada a partir del 2017, tras analizar los resultados obtenemos un ajuste a la
matriz de generación eléctrica y en su operación.
En primer lugar analizamos el efecto del impuesto en las emisiones de Gases de Efecto
Invernadero que es el objetivo del impuesto. Este cambio puede ocurrir ya sea porque existen
cambios en las decisiones de inversión o en la operación de diferentes tipos de tecnologías. El
siguiente grafico compara la trayectoria esperada de emisiones de CO2 desde el subsector
generación eléctrica en la situación de base sin impuesto y la situación con impuesto.
Figura 2 Evolución de las Emisiones de GEI en Millones de Ton CO2e
Emisiones Carbon Tax vs Linea Base
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Percentil 5
Percentil 95
Percentil 5 LB
Percentil 95 LB
Carbon Tax
Linea Base
Fuente: Elaboración Propia
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Figura 3 Reducción en las Emisiones de CO2 en Millones de Toneladas de CO2
Fuente: Elaboración Propia
Como se puede apreciar en la Figura 23, se logra reducir las emisiones de CO2 al año 2020 en 3
millones de Toneladas de CO2, lo que corresponde a un 6% de las emisiones de ese año. Mientras
que al 2030 la reducciones alcanzan las 6 millones de Toneladas de CO2 lo que corresponde a 11%
de las emisiones a ese año. En agregado para todo el periodo, las reducciones acumuladas
alcanzan un total de 59 millones de Toneladas de CO2.
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Figura 4 Distribución de la Capacidad Instalada según tipología de centrales al 2030
Fuente: Elaboración Propia
Figura 5 Distribución de la Generación Eléctrica según tipología de centrales al 2030
Fuente: Elaboración Propia
Si analizamos los costos privados de esta acción, considerando una tasa de descuento de un 10%,
alcanzan los MUSD 1.510 entre 2014-2030. Pero si analizamos el efecto social de la medida (es
decir considerando el impuesto como una transferencia), el costo total es solo de 240MUSD en el
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mismo periodo. Es decir el costo social de mitigar una tonelada de CO2 es 3,4USD, costos
relativamente bajos1. Adicionalmente el Estado logra recaudar en promedio 260MUSD anuales.
Otra preocupación relevante es la forma como impacta esta medida en los costos de la generación
eléctrica. El impacto en los costos de generación promedia los 2,7USD/MWh, como referencia el
Precio Medio de Mercado del SIC durante el 2013 se mantuvo en torno a los 100USD/MWh. Por lo
que el sobrecosto de la energía estaría entorno al 3%, lo que equivale a aproximadamente a un 2%
del costo actual de la tarifa residencial.
Es conclusión esta medida logra una recaudación importante, pero a la vez lograría generar una
señal de largo plazo clara, para orientar la planificación energética, incentivando tecnología más
limpias en emisiones de CO2.
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Incluso en el escenario actual, con una economía deprimida y compromisos climáticos internacionales
acotados. Los Mercados Obligatorios operativos, han mantenido precios mayores a este, el mercado
Europeo, ha mantenido precios en el último año en torno a los 5€. El mercado con precios más altos es
California & Quebec con precios en torno a los 10USD.
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