COP-21: Las metas de reducción de emisiones y el precio de la energía en Chile

En una Breve reciente comentamos las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) que el Gobierno considera comprometer en la conferencia en Paris (COP-21) a fines de este año. Con información de dos estudios, estimamos los costos marginales de abatimiento de emisiones que implican las metas de reducción que estudia el Gobierno. En esta Breve estimamos el impacto de estas metas sobre el precio de la energía eléctrica y la actividad económica.

Una manera de estimar el costo de disminuir las emisiones de CO₂ es usar la “curva de McKinsey”, así llamada porque la consultora McKinsey fue la primera en calcularla. Esta curva ordena las acciones de abatimiento desde la acción de menor costo por tonelada de CO_2eq (CO₂ equivalente) abatida hasta la de mayor costo.

La Figura 1 muestra seis curvas de McKinsey. Las tres curvas del panel de la izquierda se construyeron con información producida por un estudio del Boston Consulting Group (BCG) en 2013. La curva negra es “pesimista” respecto de la disponibilidad de medidas de abatimiento (escenario BCG-3) en Chile. La curva del medio (en azul punteado) incluye a todas las medidas de mitigación que BCG identificó, salvo las grandes centrales hidráulicas aún sin construir (escenario BCG-2). La tercera curva (en verde), incluye a las grandes centrales hidráulicas que se podrían construir (escenario BCG-1).

De manera similar, el gráfico de la derecha muestra tres curvas construidas con las medidas de mitigación que estarán disponibles en 2025, según lo que supone el proyecto MAPS. La curva negra, la más pesimista de las tres, sólo incluye 20 medidas de mitigación que suman el 80% del potencial identificado por MAPS (escenario MAPS-3), pero sin las grandes centrales hidráulicas. La línea del medio (en azul y punteado), incluye las 29 medidas más relevantes de mitigación, salvo la generación de las grandes centrales hidráulicas que se podrían construir (escenario MAPS-2). Por último, la línea verde muestra nuevamente el escenario 80/20, pero incluye la generación de las grandes centrales hidroeléctricas (escenario MAPS-1).

La manera más eficiente de lograr una meta cualquiera es recorrer la curva de McKinsey hasta cumplirla. En un mercado perfecto de permisos de emisión, el costo de la última tonelada abatida sería igual al precio, en dólares por tonelada de CO_2eq, al cual se intercambiarían las reducciones de emisiones. Alternativamente, el costo de la última tonelada abatida sería el impuesto al CO_2eq necesario para lograr las reducciones requeridas. De esta forma, cada sector económico internalizaría el costo en el margen de la meta, lo consideraría en sus decisiones y abatiría lo suficiente para cumplir con la meta impuesta por el Gobierno.

En la práctica, sin embargo, en Chile no existe un mercado de emisiones, ni tampoco un impuesto general a las emisiones de CO_2eq. Más aun, la figura muestra que la disponibilidad de medidas de mitigación es incierta (de hecho, MAPS simula con ocho escenarios distintos de disponibilidad de medidas de mitigación). Por ejemplo, si bien es claro de la Figura 1 que el costo de mitigación es más bajo si se construyeran las centrales hidráulicas, sucesivos gobiernos han elegido no autorizar los proyectos más importantes. Por lo tanto, sería un tanto pintoresco creer que una vez impuesta una meta, las reducciones encontradas y usadas serán las más baratas, más aun si aún no hay un mercado que estimule la especialización y el intercambio. Como sea, podemos usar las curvas de McKinsey para estimar cotas inferiores del aumento del costo de la energía eléctrica causadas por las metas suponiendo un mercado perfecto de emisiones; es lo que hacemos a continuación.

La electricidad es un bien intermedio que usan empresas comerciales e industriales para producir otros bienes y servicios; y un bien final que usan los hogares para iluminar, hacer funcionar aparatos eléctricos y calefaccionar. Las consecuencias de un aumento de su precio se pueden apreciar con la ayuda de la Figura 2, que muestra una demanda por electricidad.

Cuando el precio de la electricidad aumenta desde p₀ hasta p₁ la cantidad demandada cae desde e₀ hasta e₁. Si se trata de consumidores que usan la electricidad como bien intermedio, la teoría de la producción muestra que el valor agregado perdido (y por tanto, la caída del PIB producido por los sectores que usan electricidad como bien intermedio) es igual a la suma del triángulo sombreado y del rectángulo enrejado. De manera similar, si se trata de consumidores finales, las respectivas sumas muestran la pérdida de excedente del consumidor. En ambos casos, la pérdida se puede calcular si se conoce el aumento de precio y la elasticidad de la demanda.

¿Cómo estimar el aumento del precio de la electricidad que causará la nueva meta? En una Breve que publicamos en junio de 2014, mostramos que el carbón, aún incluyendo los impuestos ambientales, es la alternativa más barata de generación y aquella con que se expandiría el sistema eléctrico a mínimo costo. En vista que una central a carbón emite alrededor de una tonelada de CO₂ por MWh producido, el costo monómico del carbón aumentará en la misma magnitud que el precio por tonelada de la reducción de emisiones de CO₂, el cual se puede extraer de la curva de McKinsey.

A lo anterior hay que agregar que la ley de renovables exige producir el 20% de la energía eléctrica con ERNC en 2025. Así, el 20% de cada MWh adicional producido por el sistema debería provenir de ERNC, las que no emiten CO₂. Por lo tanto, el impacto de una meta sobre el precio de la energía es alrededor de 0,8 veces el precio por tonelada de la reducción de emisiones de CO₂ extraído de la curva de McKinsey.

A continuación examinamos el impacto sobre el precio de la electricidad y el excedente de los consumidores industriales, comerciales y residenciales de tres de las metas de reducción de emisiones de CO₂ — 23, 30 y 40 millones de toneladas —- al año 2025 que está considerando el Gobierno. Estas reducciones son considerables, habida consideración de que en 2013 Chile emitió alrededor de 90 millones de toneladas de CO_2eq.

El Cuadro 1 muestra el impacto de las tres metas de reducción de emisiones en cada uno de los seis escenarios de disponibilidad de acciones de mitigación. En cada caso, la columna 1 muestra la meta al 2025 y la columna 2 el precio al que se intercambiaría una tonelada de reducción de emisiones si se cumpliera con la meta. Por ejemplo, si la meta fuese reducir las emisiones en 23 millones de toneladas y no se desarrollasen las grandes centrales hidroeléctricas (escenario BCG-2), la segunda fila, columna 2 muestra que el precio de una tonelada de reducción sería US$12/tCO_2eq. En vista que el carbón emite alrededor de una tonelada por MWh, el precio de la energía aumentaría en US$12 x 0,8 = US$9,6 dólares por MWh.

Las siguientes tres columnas miden el impacto económico de la reducción de emisiones sobre los consumidores de electricidad. La columna 3 muestra la variación porcentual del precio de la energía, la tarifa que pagan los grandes consumidores, grandes industrias y minería; la columna 4, muestra la variación porcentual de la tarifa residencial BT1, la cual varía menos porque la energía es sólo una parte de lo que cobra (también incluye cargos de red de transmisión, sub transmisión y distribución). Finalmente, la columna 5 muestra la variación del excedente de los consumidores como porcentaje del PIB de 2014 (la suma del rectángulo y el triángulo en la Figura 1).

La primera conclusión que se desprende del cuadro es que el rango de variación del costo de las metas es considerable. De un lado, si se construyen las centrales hidroeléctricas las metas se pueden alcanzar, incluso, con caídas del precio de la energía de 20% y aumentos del excedente de los consumidores de electricidad equivalentes a 0,4% del PIB (escenario BCG-1) o, en el peor de los casos, con aumentos del precio de la energía de no más de 13% y pérdidas de excedente de los consumidores iguales al 0,2% del PIB (escenario MAPS-1). Del otro lado, sin hidroeléctricas el precio de la energía podría aumentar 119% y con caídas del excedente de los consumidores de energía equivalentes a 1,7% del PIB (escenario MAPS-3). A lo anterior se agrega que ambos estudios suponen que las medidas de eficiencia energética reducirán cada año unas cinco millones de toneladas de emisiones de CO₂ y que esto nada le cuesta al consumidor. Este supuesto, aunque común y difundido, es dudoso en el mejor de los casos. Por ejemplo, un estudio reciente de Michael Greenstone de la Universidad de Chicago y Meredith Fowlie y Catherine Wolfram de la Universidad de California en Berkeley, mostró que las estimaciones ingenieriles subestiman las inversiones necesarias para ahorrar energía y exageran la cantidad de energía que los consumidores ahorran.

La segunda conclusión que se desprende del cuadro es que si el Gobierno estima conveniente comprometer a Chile con metas de reducción de emisiones, es un tanto inconsistente que no facilite e incluso promueva la ejecución de grandes proyectos hidroeléctricos. Tal como se aprecia en el cuadro, cualquier meta es considerablemente más barata si se desarrolla la generación hidroeléctrica. En realidad, ambos estudios muestran que las metas ambiciosas no se podrán lograr sin el desarrollo de la hidroelectricidad.

La tercera conclusión es que en varios escenarios, sobre todo cuando no se desarrolla la hidroelectricidad, el costo marginal de reducir emisiones en Chile es considerablemente mayor que el daño marginal que causan las emisiones de CO₂ o del costo de abatir emisiones en otras partes del mundo.

En efecto, una exhaustiva revisión de estudios de Richard Tol en 2011, concluyó que la media de las estimaciones del daño marginal que arrojan los estudios que fueron sujetos a referato es US$22/tCO_2eq; la moda es US$7/tCO_2eq; la mediana es US$16/tCO_2eq; y la estimación del percentil 90 es US$58/tCO_2eq. Por el contrario, como se puede apreciar en el Cuadro 1, casi todos los escenarios sin inversiones hidroeléctricas y, sobre todo, las metas más ambiciosas, arrojan valores que superan con holgura el daño marginal que causan las emisiones de CO_2eq.

Más importante aun, en Europa se venden permisos de emisión en alrededor de US$10/tCO_2eq ; los permisos transables voluntarios (VER) que se transan en los Estados Unidos son incluso más baratos. Los chilenos podríamos comprar estos permisos para mitigar emisiones cuando las acciones para reducir emisiones disponibles en Chile sean más caras.

Si bien los compromisos que Chile asumirá en la COP-21 son vinculantes, aún poco se sabe acerca de cómo se medirán las reducciones de emisiones y qué pasará en caso de incumplimiento. Tampoco existe un mercado en que se intercambien acciones de mitigación ni se sabe cómo se verificará que una acción efectivamente reduce emisiones.

Como sea, los compromisos que asumirá Chile en diciembre tendrán efectos reales y es razonable pensar que, de aplicarse, las metas de reducción de emisiones forzarán reducciones de emisiones de CO_2eq bastante más caras que las reducciones que chilenos podrían comprar en el extranjero. Más aun, caben dudas de que las metas se puedan cumplir. A la incertidumbre acerca de la disponibilidad de acciones de mitigación se suma que los escenarios sin desarrollo hidroeléctrico y con metas ambiciosas implican aumentos de tarifas eléctricas que no parecen sostenibles y costos en términos de producto y bienestar de los consumidores de electricidad que se pueden empinar a uno o dos puntos de PIB.

En otra Breve argumentamos una meta de reducción de emisiones de carbono tiene sentido sólo en la medida que previamente haya un acuerdo global y vinculante de disminución de emisiones de GEI. Qué tan exitoso sea el acuerdo de París está por verse. Mientras tanto, Chile debería ser prudente y prometer metas que no impliquen costos de reducir emisiones mayores que el precio de los permisos que se pueden comprar en el extranjero. Aun así, nuestra contribución sería costosa y en cualquier caso de escasa relevancia.