Artículo único del Decreto 91

Artículo único: Apruébase el Plan Sectorial de Mitigación y Adaptación al Cambio Climático en Energía, cuyo texto es del siguiente tenor literal: 15 ACCIONES CLAVE PARA ALCANZAR NUESTROS OBJETIVOS 1. Realizar los ajustes regulatorios para impulsar una electrificación costo-eficiente Uno de los principales objetivos para alcanzar la carbono neutralidad antes de 2050 es promover una mayor electrificación –directa e indirecta– de los consumos energéticos actualmente suministrados de manera directa por combustibles fósiles, por dos motivos principales: acercar las energías renovables y limpias a la demanda, y aumentar los niveles de eficiencia energética. Ello se viabilizará sólo frente a condiciones de mercado propicias para que la demanda y consumos perciban los beneficios económicos del proceso de descarbonización y sitúe a Chile como un país altamente eficiente y competitivo a nivel internacional, de la mano de los vastos e inmejorables recursos energéticos renovables. En ese sentido, se promueven distintas acciones para impulsar una electrificación costo-eficiente de la demanda, como: disponer de información de mercado más detallada que permita mejorar las condiciones de negociación en la suscripción de contratos de energía; potenciar incentivos financieros e instrumentos de fomento que promuevan la reconversión; reforzar la señal de localización para un crecimiento costo-eficiente de la infraestructura eléctrica; habilitar progresivamente la participación de la demanda en los mercados de energía, potencia y servicios complementarios; entre otros. 2. Crear el concepto de obras estratégicas para la carbono neutralidad La infraestructura de transmisión eléctrica es clave para habilitar una mayor colocación de energías bajas en emisiones de gases de efecto invernadero, lo que quedó ratificado como tal en la Estrategia Climática de Largo Plazo. Por este motivo, se identificará una cartera de obras de transmisión clave para la descarbonización y la ambición climática, a través de la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP), bajo la figura de "Obras Estratégicas", que requieren una participación más activa del Estado para acelerar su ejecución y gestionar el riesgo de su concreción. Estas obras se definirán bajo aplicación de Evaluación Ambiental Estratégica (EAE). Dada la relevancia de estas obras para el cumplimiento de la Ley Marco de Cambio Climático, contarán con un tratamiento diferenciado y prioritario, que se traduce en las siguientes propuestas: 1) un equipo de tramitación y gestión de permisos en el Ministerio de Energía; 2) vínculo entre EAE y EIA; 3) calificación automática como obras de interés nacional; 4) exención de informe SBAP; y, 5) priorización de los plazos de tramitación de autorizaciones sectoriales. 3. Facilitar la operación de los sistemas de almacenamiento Los sistemas de almacenamiento son una pieza clave que permitirá continuar avanzando en la colocación de más energías renovables, pues permite mover la energía de manera temporal, por ejemplo, almacenar la energía solar e inyectarla en la noche, complementando a la infraestructura de transmisión, que permite mover la energía de manera espacial, a lo largo del territorio. En ese sentido, hasta hace poco, los sistemas de almacenamiento se encontraban en una curva de adopción tecnológica que redundaba en una progresiva baja de costos, principalmente de inversión, los cuales han alcanzado a la fecha un alto nivel de eficiencia. No obstante, la regulación ha tenido un rol gravitante en ofrecer las condiciones comerciales que habilitan la viabilidad financiera de los sistemas de almacenamiento. En particular, la publicación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad (Ley 21.505) durante 2022, y la actualización del DS 62/2006 o Reglamento de Potencia mediante la toma de razón del DS 70/2024 durante 2024, establecieron condiciones de certeza a la industria en cuanto a ingresos variables provenientes del mercado de corto plazo, e ingresos más estables provenientes del reconocimiento de potencia y suficiencia en el mercado de potencia. La medida que se propone en el marco de este Plan es la actualización del DS 125/2019 o Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, el cual está en pleno proceso de desarrollo, y definirá las condiciones operacionales que aplicarán para los sistemas de almacenamiento. 4. Habilitación de la importación de combustibles renovables El subsector de transporte es actualmente la principal fuente de emisiones de gases de efecto invernadero, seguido por el subsector de generación eléctrica. Por tal motivo, es imperativo avanzar en medidas concretas y prácticas que aporten a la mitigación efectiva del transporte. Hoy la electromovilidad es una alternativa económicamente eficiente para flotas de buses de uso intensivo, pero no para otro tipo de transporte de distinto y menor uso. En ese sentido, los combustibles renovables surgen como una opción relevante a efectos de incorporar un energético que disminuye la huella de carbón en su proceso completo, particularmente en su etapa de producción, sin requerir modificaciones tecnológicas para su uso, pues pueden transportarse, almacenarse y utilizarse de igual manera que un combustible de origen fósil. De esa manera, sin requerir inversiones y costos de capital, es posible mitigar gases de efecto invernadero con el reemplazo de combustible renovable en vez de fósil. Es del caso mencionar que, al ser la etapa de producción la de mayor mitigación, es muy relevante promover que la importación y uso en territorio nacional aporte a la reducción de la NDC de Chile mediante la compra de certificados de reducción de emisión provenientes de los países productores de origen, al alero de un comercio de emisiones. 5. Creación de instrumentos de financiamiento para proyectos de hidrógeno verde y nuevas tecnologías La industria del hidrógeno verde y derivados representa una ventana de oportunidad para la transformación económica del país y sus regiones, a través de la diversificación productiva y energética. Para que la industria del hidrógeno verde y derivados se desarrolle en Chile, y se logren materializar proyectos de distinta escala, el Estado debe generar condiciones de certidumbre y estabilidad, facilitar su competitividad y apalancar inversiones privadas a través de apoyos financieros desde la política pública, que logren disminuir costos y mitigar riesgos financieros. 6. Remover las barreras existentes para la adquisición de vehículos eléctricos En Chile, el sector transporte, es el sector de mayor crecimiento en sus emisiones, con un notorio incremento sostenido de las ventas de automóviles a combustión. En este contexto, es imperativo generar condiciones que aceleren el despliegue de vehículos eléctrico en los mercados automotrices. La electromovilidad, además, contribuye a una mayor independencia y seguridad energética, aportando a la reducción de importación de combustibles fósiles y aprovechando los recursos renovables propios para la producción de electricidad, los cuales aumentan los beneficios ambientales y económicos. 7. Reforma integral a la distribución y proyecto de Ley de Sistemas Aislados Los eventos climáticos extremos del 2024 han puesto sobre la palestra no solo la necesidad, si no la urgencia de contar con un sistema de distribución eléctrica moderno y capaz de adaptarse al escenario actual de crisis climática. Este ha sido un tema largamente discutido en el sector que debe materializarse para no tener que normalizar el no contar con suministro eléctrico frente episodios climatológicos que serán cada vez más frecuentes. En la misma línea, y entendiendo que el acceso a la electricidad y la energía es un derecho humano básico, el proyecto de Ley de Sistemas Aislados debe permitir a los más de 10.000 usuarios a contar con un servicio de calidad, asequible, seguro y bajo en emisiones. 8. Metodología para incorporar resiliencia en la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP) Uno de los mayores desafíos actuales de la adaptación climática es contar con metodologías que permitan cuantificarla, estimar sus costos y beneficios, implementar medidas concretas y, en particular, para el sector energético, incluirla en la planificación, desarrollo de infraestructura y operación de forma costo-efectiva. La PELP proyecta el futuro energético a 30 años, por lo que incorporar escenarios de cambio climático y la resiliencia como uno de sus pilares es fundamental para preparar al sector frente a los desafíos de la crisis climática y, principalmente, sus efectos e impactos negativos. 9. Cierre de la brecha de electrificación rural La seguridad energética y resiliencia son el corazón de la transición energética, siendo atributos fundamentales para un suministro de calidad, que permita a la población satisfacer sus necesidades básicas y hacer frente a los desafíos del cambio climático. En ese sentido, la seguridad en el acceso al suministro eléctrico se plantea como una habilitante para avanzar en la disminución de la pobreza energética, con especial énfasis en los grupos vulnerables. 10. Piloto de Solución Basada en la Naturaleza en infraestructura crítica energética Las soluciones basadas en la naturaleza (SbN) son acciones que permiten proteger, gestionar y restaurar ecosistemas, con el fin de abordar el cambio climático o el riesgo de desastres, de manera eficaz y adaptativa. Las experiencias exitosas a nivel internacional de SbN en el sector energía no abundan, sin embargo, es posible avanzar en concretar proyectos que incorporen este enfoque en la infraestructura energética crítica y esta acción busca materializarlo en Chile a través de un proyecto piloto que permita, en el futuro, escalar este tipo de soluciones. 11. Planes de Adaptación y Resiliencia para Infraestructura Energética Reconociendo la importancia de avanzar hacia el establecimiento de metas y objetivos de adaptación a la crisis climática que sean específicos, medibles, alcanzables, realistas y de duración limitada en el sector energía. Lo anterior permite analizar y monitorear constantemente la efectividad de las medidas propuestas que se proponen, a la vez que se pueden llevar a cabo acciones correctivas en caso de ser necesario. La complejidad de este desafío radica, entre otros aspectos, en definir un único indicador para relacionar y medir estos conceptos dada la gran diversidad de tipos de infraestructura, formas de operación y ubicación de ellas, se propone avanzar, junto al sector privado, en planes específicos para afrontar los desafíos, tomando como punto de referencia los casos exitosos en sectores como el sanitario. 12. Corrección del impuesto a las emisiones en el sector eléctrico Una de las particularidades del mecanismo actual, desde la perspectiva del sector eléctrico, es que el impuesto verde no será considerado en la determinación del costo marginal instantáneo de energía, cuando este afecte a la unidad de generación marginal del sistema junto con un mecanismo de compensaciones del pago. Una modificación, sumado a un aumento gradual del valor junto a un mecanismo de protección tarifaria de clientes vulnerables, es indispensable para avanzar hacia una mejor costo-efectividad de los instrumentos de precio al carbono existentes en el país. 13. Fondo de Acceso a la Energía (FAE) para Pueblos Indígenas El FAE es una iniciativa del Ministerio de energía que permite facilitar el acceso a la electricidad en sectores rurales, aislados y/o vulnerables. Actualmente, los pueblos indígenas enfrentan una serie de barreras en la postulación a este fondo, por lo que en el compromiso de avanzar hacia una transición energética justa y abordar a los pueblos, que son un grupo particularmente vulnerable a los impactos del cambio climático, por lo que se propone una versión diferenciada pare ello. 14. Creación de capacidades para la transición energética resiliente En un contexto de transformación productiva hacia una nueva identidad que permita aprovechar las oportunidades de un desarrollo económico sustentable ligado a la energía, resulta fundamental implementar medidas orientadas a dotar al sector energético y sus actores claves de las competencias laborales y capacidades técnicas necesarias para enfrentar los retos de una economía baja en carbono y adaptada a los efectos del cambio climático. 15. Diseñar e implementar un sistema de comercio de emisiones en el sector energía El Ministerio de Energía, con el apoyo del Banco Mundial y su programa Partnership for Market Implementation (PMI) , avanzarán en la implementación y sofisticación de la combinación de instrumentos de precio al carbono, en particular, a través del diseño e implementación de un piloto que, en su primera fase, será voluntario y permitirá aprender de los beneficios del sistema y probar de forma efectiva las oportunidades que entrega para una descarbonización costo-efectiva. Resumen ejecutivo El Plan Sectorial de Mitigación y Adaptación al Cambio Climático de Energía contempla un horizonte temporal de corto plazo con miras a alcanzar sus compromisos a 2030, un año que es vital debido a que marca las metas intermedias en el camino hacia los compromisos a 2050, alineados con el Acuerdo de París mediante la Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) de Chile y el respectivo presupuesto sectorial de carbono para la presente década. Este plan cuenta con cuatro pilares que lo sustentan en su visión técnica y estratégica: 1) Reconversión productiva; 2) Infraestructura resiliente y habilitante; 3) Combustibles de transición; y, 4) Financiamiento para la descarbonización. Las medidas de este Plan están divididas en submedidas que permiten desarrollar, de mejor manera, temáticas especiales dentro de un gran objetivo, donde cada submedida cuenta con sus acciones específicas y el detalle requerido de ellas. Esto ha permitido tener un plan más sintético en término de número de medidas, pero sin dejar fuera los temas relevantes que deben ser visibilizados. Así, contempla 13 medidas en total, distribuidas seis de mitigación, cuatro de adaptación y tres de integración/medios de implementación. En cuanto a mitigación, se considerando tanto medidas preevaluadas en procesos previos (NDC, ECLP, PELP 2023-2027) así como el levantamiento de medidas complementarias. Así, se simularon y evaluaron 20 submedidas de mitigación en las cuales el Ministerio de Energía tiene un rol de autoridad responsable o coadyuvante, las que fueron agrupadas en las seis medidas. Con esto, se espera un presupuesto de emisiones para el sector durante la década de 264,2 Mt CO2eq, valor 2,8% menor a las 271,8 Mt CO2eq, presupuesto asignado al Ministerio de Energía en la ECLP. La mitigación total esperada de las medidas se encuentra en torno a las 47,2 Mt CO2eq para el periodo 2020-2030, siendo el Ministerio de Energía responsable de un 85,5% de ellas, totalizando así 40,3 Mt CO2eq, a lo que se le suma las emisiones por concepto de coadyuvante, que significa, en total, 1,9 Mt CO2eq mayor que el esfuerzo indicativo de mitigación al 2030 establecido en la ECLP para el Ministerio de Energía. Este margen positivo reduce el riesgo de no cumplimiento del presupuesto asignado en caso de que alguna las medidas o acciones no puedan ser implementadas de forma efectiva. El esfuerzo de mitigación del sector se explica principalmente por la medida "Descarbonización de la Matriz Eléctrica" (M1), que explica alrededor de la mitad de las reducciones esperadas en el periodo del Plan. En términos del nivel de costo-efectividad de las medidas, se estimaron los costos OPEX y CAPEX de cada submedida, lo que permitió obtener los costos de abatimiento asociados, cuyo promedio del total de medidas está entre -146 y -178 USD/tCO2eq, es decir el paquete de medidas es costo efectivo. A un costo de abatimiento en torno a los 20 USD/tCO2, la medida M1 es fundamental en el cumplimiento de la meta sectorial. Respecto a las medidas de adaptación, estas se basan en las necesidades derivadas de los principales riesgos climáticos que enfrenta el sector, donde estos han sido identificados para los segmentos del sector, tanto en electricidad como en combustibles: la generación eléctrica, afectada principalmente por las variaciones de temperatura, sequía, eventos hidrometeorológicos extremos y variabilidad climática; la transmisión y distribución eléctrica, impactada principalmente por el aumento de temperatura, impactos ambientales y aluviones; la demanda energética, que se ve afecta por los cambios en los patrones de consumo por efectos del cambio climático, el acceso a la energía y la pobreza energética; y los puertos e infraestructura de combustibles, que sufre las consecuencias de marejadas, aumento del nivel del mar, eventos hidrometeorológicos extremos. Así, las medidas de adaptación se centran en la actualización de la regulación energética para incorporar criterios de resiliencia y adaptación climática como habilitante de su inclusión efectiva, el desarrollo de metodologías para los diferentes procesos de la planificación, operación e infraestructura del sector con el fin de cuantificar e internalizar los costos y beneficios de un sistema más resiliencia de forma costo-efectiva y garantizando los menores impactos a las tarifas y estabilidad regulatoria, la caracterización de la exposición climática y vulnerabilidad de la infraestructura crítica en un contexto de crisis climática y, finalmente, el cierre de la brecha de electrificación rural, garantizando un servicio energético de calidad con especial foco en grupos vulnerables. Ello decanta en cuatro medidas con 11 submedidas, donde se han priorizado en cuanto a urgencia, es decir, su grado de importancia en cuanto a la habilitación de otras acciones (por ejemplo, cambios regulatorios) y costo-efectividad, dado que son priorizadas en la ejecución aquellas sin costo adicional o que ya cuentan con fuente financiamiento. Finalmente, respecto a las medidas de integración/medios de implementación contiene aquellas acciones que son una sinergia entre adaptación y mitigación o abordar otros aspectos del cambio climático. Así, se ha diseñado una medida que incluye los tres medios de implementación de la Ley Marco de Cambio Climático (desarrollo de capacidades, transferencia tecnológica y financiamiento) con foco en fortalecer la implementación del presente Plan. También se incluye una medida enfocada en instrumentos de precio al carbono con foco en la implementación o impulso a los instrumentos como una forma de alcanzar las metas de reducción de emisiones de forma costo-efectiva y generar ingresos para ello. La última medida aborda los desafíos de un grupo vulnerable particular, los pueblos indígenas, en el contexto de transición energética y ha sido co-construida a través de un proceso participativo diferenciado. RESUMEN – MEDIDAS Y SUBMEDIDAS POR EJE Índice 1. INTRODUCCIÓN 2. CONTEXTO 2.1 CONTEXTO GLOBAL DEL CAMBIO CLIMÁTICO 2.2 CONTEXTO NACIONAL DE POLÍTICAS PARA EL CAMBIO CLIMÁTICO 2.3 DEFINICIONES DE POLÍTICA PÚBLICA PARA DESARROLLO ENERGÉTICO Y CAMBIO CLIMÁTICO 2.4 CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR ENERGÍA 2.4.1. Subsector eléctrico 2.4.2. Subsector combustibles 2.5 PROCESOS PARTICIPATIVOS DEL PLAN 3. DIAGNÓSTICO SECTORIAL DE CAMBIO CLIMÁTICO 3.1 ANÁLISIS SECTORIAL DE EMISIONES 3.1.1 Inventario de emisiones del sector energía 3.1.2 Asignación sectorial de emisiones bajo la ECLP 3.2 EVALUACIÓN DE IMPACTOS, VULNERABILIDAD Y RIESGOS 3.2.1 Subsector eléctrico 3.2.2 Subsector combustibles 3.2.2 Demanda energética 3.3 EVALUACIÓN DEL PLAN PRECEDENTE 3.1 ANÁLISIS SECTORIAL DE EMISIONES 3.1.1 Inventario de emisiones del sector energía 3.1.2 Asignación sectorial de emisiones bajo la ECLP 3.2 EVALUACIÓN DE IMPACTOS, VULNERABILIDAD Y RIESGOS 3.2.1 Subsector eléctrico 3.2.2 Subsector combustibles 3.2.2 Demanda energética 3.3 EVALUACIÓN DEL PLAN PRECEDENTE 4. PLANIFICACIÓN ESTRATÉGICA 4.1 PLANIFICACIÓN OBJETIVOS Y METAS DEL SECTOR ENERGÍA EN LA ECLP 4.2 PILARES ESTRETÉGICOS DEL PLAN 4.3 DESPLIEGUE TERRITORIAL COMO ELEMENTO CLAVE 5. PROPUESTA DE MEDIDAS POR EJE 5.1 EJE MITIGACIÓN 5.1.1. Análisis prospectivo de GEI 5.1.2. Curva de Costos de Abatimiento 5.1.2. Fichas medidas de mitigación 5.1.3. Cronograma de implementación 5.2 EJE ADAPTACIÓN 5.2.1. Fichas medidas de adaptación 5.2.2. Cronograma de implementación 5.3 EJE INTEGRACIÓN Y/O MEDIOS DE IMPLEMENTACIÓN 5.3.1. Componente de integración 5.3.2. Medios de implementación 5.3.3. Fichas medidas de integración y/o medios de implementación 5.3.2. Cronograma de implementación 5.4 MONITOREO, REPORTE Y VERIFICACIÓN MEDIDAS 6. ARREGLOS INSTITUCIONALES 6.1 GOBERNANZA DEL PLAN 6.2 ARREGLOS DENTRO DE LA INSTITUCIÓN 6.3 ARREGLOS INTERINSTITUCIONALES 7. ENFOQUE TERRITORIAL Y RECOMENDACIONES 8. CONTENIDOS FINALES 8.1 ÍNDICE DE FIGURAS 8.2 ÍNDICE DE TABLAS 8.3 GLOSARIO 8.4 ACRÓNIMOS 8.5 BIBLIOGRAFÍA 8.7 ANEXO 8.7.1. Fichas coadyuvantes Planes Sectoriales de Mitigación al Cambio Climático 8.7.2. Asignación de responsabilidades en las medidas de mitigación lideradas por energía 8.7.3. Resumen de la mitigación esperada, costos CAPEX y OPEX y costos de abatimiento a nivel de submedida 8.7.4. Responsables y coadyuvantes a las medidas de adaptación, mitigación y medios de implementación, del PSMyA INTRODUCCIÓN El Plan Sectorial de Mitigación y Adaptación al Cambio Climático del Ministerio de Energía (en adelante, el Plan) es un instrumento de gestión climática mandatado por la Ley 21.455 o Ley Marco de Cambio Climático (LMCC). Al alero de ella, es un plan vinculante –a cargo del Ministerio de Energía– que establece el conjunto de acciones y medidas para lograr adaptar al cambio climático y aumentar la resiliencia climática del sector, a la vez que se reducen o absorben Gases de Efecto Invernadero (GEI), de manera de no sobrepasar el presupuesto sectorial de emisiones asignado a cada autoridad sectorial en la Estrategia Climática de Largo Plazo (ECLP), de acuerdo con el mandato establecido en la referida ley. Los Planes Sectoriales de Mitigación al Cambio Climático (PSM) son los instrumentos de gestión del cambio climático que establecen el conjunto de acciones y medidas que deberá elaborar cada autoridad sectorial para reducir emisiones o absorber gases de efecto invernadero, de manera de no sobrepasar su presupuesto sectorial de emisiones asignado a éstas en la ECLP. El Ministerio de Energía (MEN) tiene asignado un presupuesto sectorial de emisiones de 268 millones de toneladas de carbono equivalente (MtCO2eq) para el periodo 2020-2030, y, para no sobrepasar dicho volumen de emisiones, tiene asignado un esfuerzo de mitigación 1 de 39 MtCO2eq (MMA, 2021). El MEN tiene a cargo el 70% del esfuerzo de mitigación de emisiones del país necesarios para no sobrepasar el presupuesto de carbono nacional comprometido en la Contribución Determinada a Nivel Nacional (MMA, 2022). En tanto, los Planes Sectoriales de Adaptación al Cambio Climático (PSA) son los instrumentos de gestión del cambio climático que establecen el conjunto de acciones y medidas para lograr adaptar al cambio climático aquellos sectores, sistemas humanos o naturales con mayor vulnerabilidad y aumentar su resiliencia climática, de conformidad con los objetivos y las metas de adaptación definidas en la ECLP. El rol del sector energético es clave y protagónico para conseguir los objetivos de Chile, vinculantes a través de la LMCC, de alcanzar y mantener la neutralidad de emisiones de GEI al año 2050, adaptarse al cambio climático, reduciendo la vulnerabilidad y aumentando la resiliencia a los efectos adversos del cambio climático. Actualmente, el sector es el responsable del 75% de emisiones de GEI a nivel nacional, pero también concentra los mayores esfuerzos de mitigación y las principales alternativas de descarbonización de la economía nacional. Asimismo, es uno de los pilares del desarrollo económico y las actividades productivas del país, por lo que la descarbonización del sector significa avanzar hacia un desarrollo sostenible, basado en un equilibrio armónico entre la economía, el territorio, el medio ambiente y la sociedad. Descarbonizar la economía nacional debe ser sinónimo de mantener la competitividad, a través de la implementación de medidas que sean costo-efectivas, que mantengan y potencien el rol del sector energético como uno de los principales motores de la economía del país. Lo anterior implica un proceso de transición energética que, a consecuencia del cambio tecnológico, requerirá de un desarrollo relevante en materia de infraestructura, especialmente aquella esencial y estratégica para habilitar este proceso, lo que a su vez conlleva un desafío importante en despliegue e inserción territorial, sin lo cual no es factible el cumplimiento del mandato de la Ley Marco de Cambio Climático, tanto por el sector energético como por el país, dado su participación predominante en las emisiones GEI a nivel nacional. Este es el mayor y principal desafío del que se debe hacer cargo el Plan, así como ya está siendo plasmado en otros instrumentos sectoriales del Ministerio de Energía, tales como la Política Energética Nacional, el Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030, el Plan Nacional de Eficiencia Energética, la Estrategia Nacional de Electromovilidad, y el Plan de Descarbonización, entre otros, todos ellos que en conjunto y al alero del Plan establecen una hoja de ruta para abordar la dimensión territorial de la transición energética. Precisamente, será el Plan de Descarbonización el cual profundizará en las medidas habilitantes para alcanzar un sistema eléctrico bajo en emisiones, y determinará las acciones que deben tomarse junto con el Ministerio del Medio Ambiente y otras instituciones, para enfrentar el desafío de la transición y dotar de mayor racionalización y eficacia a los procedimientos y permisos aplicables al sector (2) , de manera complementaria con otros instrumentos del Estado como la Estrategia Nacional de Transición Socioecológica Justa. ___________________ (1) Los esfuerzos de mitigación son la cantidad de emisiones de gases de efecto invernadero que se deben reducir para no superar el presupuesto sectorial de emisiones. Cabe mencionar que estos esfuerzos de mitigación son indicativos, pero son necesarios para poder cuantificar si es que las medidas de mitigación de los PSM son las necesarias para no sobrepasar el presupuesto de emisiones. Es fundamental avanzar en la comprensión de que las energías renovables y limpias, junto con la infraestructura de transporte asociada, vectores energéticos como el hidrógeno verde y sus derivados, y tecnologías de captura de emisiones, entre otras que existen o puedan surgir, son un medio claro para el cumplimiento de las metas y compromisos climáticos no solo del sector, si no que de Chile. La coordinación será fundamental tanto para aunar esfuerzos en esta dirección como para asumir tareas sectoriales que apunten a dicho objetivo. A su vez, se releva la necesidad de continuar avanzando en una planificación y gestión energética con enfoque territorial y de naturaleza estratégica que identifique y promueva de manera concreta el emplazamiento de la infraestructura energética que requiere el país para avanzar con el mandato legal de la LMCC y la decisión consensuada hacia un desarrollo sostenible, emplazando generación de energía renovable, líneas de transmisión, almacenamiento energético y otras infraestructuras habilitantes necesarias para cumplir con el desafío. En esta primera versión del Plan de Mitigación y Adaptación al Cambio Climático del Ministerio de Energía, se contempla un horizonte temporal de corto plazo con miras a alcanzar sus compromisos al 2030, un año que es vital debido a que marca las metas intermedias en el camino hacia los compromisos al 2050, alineados con el Acuerdo de París mediante la Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) de Chile y el respectivo presupuesto sectorial de carbono para la presente década. Este plan cuenta con cuatro pilares que lo sustentan en su visión técnica y estratégica: . Reconversión productiva: transición energética como uno de los pilares hacia un desarrollo sostenible, con énfasis en la promoción de industria no contaminante. . Infraestructura resiliente y habilitante: reconocimiento del rol fundamental y crítico que desempeñan tecnologías e infraestructuras que son necesarias para alcanzar las metas de carbono neutralidad y resiliencia climática. . Combustibles de transición: rol que pueden cumplir algunos energéticos, como los combustibles renovables, biocombustibles o combustibles mixtos, en la disminución de emisiones y fortalecimiento de la seguridad del sistema energético con miras al 2030, dada su rápida adopción. . Financiamiento para la descarbonización: urgencia de asegurar el financiamiento de las nuevas inversiones a través de un mix robusto. Estos pilares permiten alinear los desafíos más actualizados del sector energético con los objetivos y metas del sector que fueron anteriormente comprometidos en la ECLP del 2021, y de los cuales se debe hacer cargo este Plan (3) . Figura 1: Objetivos del sector en ergía establecidos dentro de la Estrategia Climática de Largo Plazo (ECLP) y su vínculo con los pilares de energía dentro del Plan. Fuente: Ministerio de Energía. ___________________ (2) El Plan de Descarbonización define el conjunto de medidas habilitantes que permitirán prescindir del carbón en la matriz eléctrica, materializando el acuerdo voluntario firmado entre las empresas propietarias de centrales a carbón y el Estado de Chile, en pleno desarrollo, que promueve el retiro y reconversión de las unidades de generación a carbón. Más información en https://energia.gob.cl/panel/plan-de-descarbonizacion (3) Mayor detalle respecto de los objetivos y metas sectoriales de la ECLP, así como la definición de los pilares propuestos, se encuentra en el capítulo 4.2 2.1 CONTEXTO GLOBAL DEL CAMBIO CLIMÁTICO El cambio climático es la mayor amenaza medioambiental y una de las principales para la seguridad global. Su origen reside en el calentamiento progresivo del planeta, producto de la acumulación excesiva de GEI y otros forzantes climáticos en la atmósfera, provenientes de actividades productivas desarrolladas por el ser humano, especialmente la quema de combustibles fósiles como el carbón, el petróleo y el gas. Si bien el cambio climático suele asociarse justamente a estas temperaturas más cálidas, lo cierto es que sus consecuencias son mucho más amplias y complejas. Estos cambios se traducen en una amplia gama de impactos, desde escasez hídrica o sequías con lluvias extremas y aluviones, pasando por el derretimiento de polos y glaciares junto a un aumento del nivel del mar, pérdida de biodiversidad, hasta la intensificación de eventos meteorológicos extremos. En este sentido, la ciencia, a través del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés), ha determinado que, para reducir estos impactos, se requieren "reducciones de emisiones ambiciosas" y "cambios rápidos, profundos y sin precedentes en todos los aspectos de la sociedad". Aquí radica la importancia de la mitigación de GEI para detener el aumento de la temperatura promedio mundial, y la adaptación climática para abordar los impactos y consecuencias negativas de los sistemas naturales y humanos. Una respuesta a ello es el Acuerdo de París, que determina las diferentes metas mundiales para abordar el desafío del cambio climático y, particularmente, limitar el aumento de la temperatura muy por debajo de los 2 °C, preferiblemente a 1,5 °C, en comparación con los niveles preindustriales. En lo concreto para Chile, esto significa que las emisiones de GEI necesitarán disminuir en aproximadamente un 45% (respecto a niveles 2010) para 2030, logrando carbono neutralidad al 2050, meta que el país ha establecido de forma vinculante a través de su Ley Marco de Cambio Climático (LMCC o Ley N° 21.455). Asimismo, la transición energética, a escala mundial y nacional, es crucial en este camino y co nstituye un reto significativo para el sector en las próximas décadas. La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) estima que será necesario triplicar globalmente la capacidad de generación renovable (aproximadamente 11.000 GW) y duplicar la tasa anual mundial de mejora de la eficiencia energética (de 2% a 4 % anualmente) al 2030, lo que se traduce en un desafío en todos los sectores económicos, puesto que ninguno de ellos es ajeno a los impactos de la crisis climática (IEA, 2024). 2.2 CONTEXTO NACIONAL DE POLÍTICAS PARA EL CAMBIO CLIMÁTICO Consciente de que el cambio climático constituye uno de los principales desafíos del presente siglo, el país ha generado un marco regulatorio y de política pública integrado que da sustento a las metas comprometidas en esta materia. La LMCC refuerza la institucionalidad en materia de cambio climático y crea o ratifica una serie de instrumentos de gestión climática para alcanzar los objetivos del Acuerdo de París, entre ellos, los planes sectoriales de mitigación y adaptación. Al incorporar en la Ley instrumentos como la Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés) o la Estrategia Climática de Largo Plazo (ECLP), dota de un carácter vinculante a sus metas, medidas y compromisos. Los Planes Sectoriales de Mitigación al Cambio Climático (PSM) son los instrumentos de gestión del cambio climático que establecen el conjunto de acciones y medidas que deberá elaborar cada autoridad sectorial para reducir emisiones o absorber GEI, de manera de no sobrepasar su presupuesto sectorial de emisiones asignado a éstas en la ECLP, que en el caso del Ministerio de Energía equivale a 268 millones de toneladas de carbono equivalente (MtCO2eq) para el periodo 2020-2030, y para no sobrepasar dicho volumen de emisiones se estima debe realizar un esfuerzo de mitigación (4) de 39 MtCO2eq (ECLP, 2021). Por tanto, el Ministerio de Energía tiene a cargo el 70% del esfuerzo de mitigación de emisiones del país necesarios para no sobrepasar el presupuesto de carbono nacional comprometido en la NDC. En tanto, los Planes Sectoriales de Adaptación al Cambio Climático (PSA) son los instrumentos de gestión del cambio climático que establecen el conjunto de acciones y medidas para lograr adaptar al cambio climático aquellos sectores, sistemas humanos o naturales con mayor vulnerabilidad y aumentar su resiliencia climática, de conformidad con los objetivos y las metas de adaptación definidas en la ECLP. ___________________ (4) Los esfuerzos de mitigación son la cantidad de emisiones de gases de efecto invernadero que se deben reducir para no superar el presupuesto sectorial de emisiones. Cabe mencionar que estos esfuerzos de mitigación son indicativos, pero son necesarios para poder cuantificar si es que las medidas de mitigación de los PSM son las necesarias para no sobrepasar el presupuesto de emisiones. Figura 2: Instrumentos de Gestión al Cambio Climático dentro de la LMCC Fuente: Ministerio de Medio Ambiente . 2.3 DEFINICIONES DE POLÍTICA PÚBLICA PARA DESARROLLO ENERGÉTICO Y CAMBIO CLIMÁTICO El Ministerio de Energía ha generado diversos instrumentos de política pública en los que ha incorporado la problemática del cambio climático, dada la relación intrínseca que existe entre el desarrollo energético y las acciones para abordarlo, cimentando así una visión sectorial de largo plazo a través de políticas de Estado. El instrumento insigne y orientador para el desarrollo del sector es la Política Energética Nacional (PEN) (5) , construida a través de un proceso participativo amplio donde confluyen las preocupaciones e intereses de distintos tipos de actores, definiendo así una visión común de desarrollo energético de cara al futuro. La PEN considera la temática del cambio climático como un elemento crucial para la transición energética al instaurar como uno de sus propósitos el ser "protagonistas de la ambición climática" mediante un liderazgo en la transición energética para alcanzar un desarrollo sustentable y superar la crisis climática. En equilibrio con este propósito, la PEN propone otros objetivos y acciones habilitantes para lograr un desarrollo energético sustentable, eficiente, inclusivo, resiliente, accesible y respetuoso de los derechos humanos y de la diversidad de culturas de nuestro territorio. Al alero de la Política Energética Nacional y en línea con el cumplimiento de sus objetivos, se han desarrollado distintos planes y estrategias que contribuyen a las metas climáticas sectoriales (6) . Entre ellos, destacan los siguientes: Acuerdo público-privado de retiro y/o reconversión de centrales a carbón: En 2019, se materializó un acuerdo de origen voluntario entre el Gobierno de Chile y las empresas Enel Generación Chile S.A., GasAtacama Chile S.A., ENGIE Energía Chile S.A., Colbún S.A. y AES GENER S.A., en el cual se estableció: (i) que no se iniciarían nuevos proyectos de generación a carbón en el país que no cuenten con sistemas de captura y almacenamiento de carbono, (ii) término de uso de carbón al 2040 mediante el cierre y/o reconversión gradual de las centrales actualmente en operación, y (iii) cronograma inicial de las primeras 8 plantas en cerrar en los primeros 5 años del acuerdo. Esta corresponde a una de las medidas más importantes en Chile para gatillar la descarbonización tanto del sector energético como de los distintos sectores que utilizan electricidad en sus consumos, siendo uno de los principales avances a la fecha y demostrando el compromiso del sector privado, así como la colaboración con el Estado. Para continuar materializando este acuerdo, se deben establecer las condiciones habilitantes que permitan prescindir del carbón sin afectar la seguridad y calidad del sistema eléctrico, lo cual se está discutiendo a través del plan de descarbonización explicado a continuación. Ley N° 20.257 que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos respecto de la generación de energía eléctrica con fuentes de Energías Renovables No Convencionales: promulgada en 2008 establece que las generadoras de energía convencional con una capacidad instalada superior a 200 MW deben acreditar que un 10% de esa energía proviene de ERNC o centrales hidroeléctricas, incluyendo un cargo de 0,4 Unidad Tributaria Mensual (UTM) por cada MWh de incumplimiento. ___________________ (5) Disponible en: https://energia.gob.cl/sites/default/files/documentos/pen_2050_-_actualizado_marzo_2022_0.pdf (6) Asimismo, existen cuerpos normativos en vigor como lo son la Ley de Eficiencia Energética y la Ley de Almacenamiento de Energía Eléctrica y Electromovilidad, y proyectos de ley como el de Impulso a las Energías Renovables en la Matriz Eléctrica y el de Transición Energética, que tendrán un impacto directo en el cumplimiento de las metas de carbono neutralidad. Plan de Descarbonización : En consulta ciudadana a noviembre de 2024, tiene por objetivo habilitar las condiciones en el sistema eléctrico para prescindir del carbón lo antes posible, teniendo en cuenta atributos como seguridad y calidad de suministro, sustentabilidad y reducción de emisiones de contaminantes globales y locales, y eficiencia en los mercados asociados que repercutan en bajos costos y competitividad para usuarios finales de la energía eléctrica. El plan contempla medidas como el retiro o reconversión de centrales a carbón, nueva generación con energía renovable o de bajas emisiones, mejoras en transmisión eléctrica existente y construcción de nuevas líneas, almacenamiento, pilotaje de nuevas tecnologías, e inserción territorial de las nuevas inversiones, entre otras, integrando los desafíos que supone la transición y la necesidad de dotar de mayor racionalización y eficacia a los procedimientos y permisos aplicables al sector para este compromiso. Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030: publicado en 2024, reconoce el rol sustancial que el hidrógeno verde y sus derivados tendrá en la descarbonización de la economía nacional y en alcanzar la meta de carbono neutralidad del país. Para ello, establece una hoja de ruta para esta década que permita el despliegue de una industria sostenible del hidrógeno verde, sus derivados y toda su cadena de valor e identifica líneas de acción, metas e hitos a alcanzar en este periodo, que incluyen instalación de infraestructura para la producción y distribución de hidrógeno verde y derivados, el impulso de proyectos piloto en distintos sectores como el transporte, la industria y la generación de energía, y la creación de un marco regulatorio y de incentivos para promover la adopción de tecnologías de hidrógeno verde. Plan Nacional de Eficiencia Energética 2022-2026: proporciona un marco estratégico para el desarrollo de la eficiencia energética a fin de materializar el potencial de ahorro energético que permita alcanzar la carbono neutralidad al año 2050. El Plan compromete metas de reducción de la intensidad energética para corto, mediano y largo plazo, y ha definido un conjunto de medidas en sectores productivos, transporte, edificaciones y ciudadanía para cumplirlas. Entre estas, se encuentra la implementación de sistemas de gestión de energía, la promoción de la electrificación de usos térmicos y motrices en la industria y minería; el establecimiento de estándares de eficiencia energética para vehículos, y el impulso a la renovación energética y reacondicionamiento térmico de edificaciones. Estrategia Nacional de Electromovilidad: promueve la adopción y desarrollo de vehículos eléctricos en el país. La estrategia tiene como objetivo principal fomentar la movilidad sostenible y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector del transporte. Contempla medidas tales como incentivos fiscales para la compra de vehículos eléctricos, la instalación de infraestructura de carga a lo largo de todo el país, la promoción de flotas de vehículos eléctricos en el sector público y privado, y el impulso de la investigación y desarrollo en tecnologías relacionadas con la electromovilidad. Ley N° 21.499 que regula los Biocombustibles Sólidos: tiene como objetivo regular la calidad de los biocombustibles sólidos (BCS), tales como la leña, el pellet, las briquetas y el carbón vegetal que se produzcan, transporten y comercialicen en Chile, de manera que cumplan con especificaciones mínimas de calidad obligatorias, que permitan una combustión eficiente, y que disminuya el riesgo para la salud y la seguridad de las personas. Junto con ello busca avanzar en la formalización del mercado de la leña mediante registros de actores del mercado, todo ello respetando y fomentando el autoconsumo de leña, los usos tradicionales de leña por parte de comunidades indígenas y focalizando fomento a la actividad de pequeños productores de biocombustibles. La ley mandata que, cada cinco años, el Ministerio elaborará un Plan Nacional para la Modernización del Mercado de los Biocombustibles Sólidos, en colaboración con el Ministerio de Agricultura y las instituciones y organismos competentes. Estrategia de Adaptación del Sector Energía a la Crisis Climática: está en etapa de edición final. Su objetivo es tener una hoja de ruta hacia 2050 que oriente y materialice las transformaciones requeridas en el sector energía para que este pueda anticipar, resistir, absorber, adaptar y recuperarse de los efectos de la crisis climática. Cuenta con 17 metas divididas en seis ámbitos de acción (enfoque regional y local, enfoque técnico, incentivos e instrumentos económicos e instrumentos, políticas y regulación, coordinación multinivel y empoderamiento) y seis enfoques transversales (género, derechos humanos, gobernanza, divulgación y educación, cooperación internacional y financiamiento). Hoja de Ruta de Combustibles Sostenibles de Aviación (SAF): tiene por objeto aportar a la descarbonización del transporte aéreo, proponiendo como meta para el 2050 que los SAF representen el 50% del uso de combustible utilizado en la aviación nacional e internacional de Chile. Esta meta asume los compromisos internacionales en materia climática y se vincula fuertemente a otras políticas nacionales, como la Estrategia Climática de Largo Plazo (ECLP), la Política Energética Nacional (PEN), la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, el Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030, y otras que aportan al proceso de descarbonización del transporte aéreo en Chile. También, sentará las bases para que Chile avance en la independencia energética, potencie el desarrollo productivo local y sostenible, y genere una industria del SAF pionera en la región. 2.4 CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR ENERGÍA El sector energía comprende todos los sectores de consumo y segmentos de la cadena de valor de la oferta de la energía. Los principales sectores de consumo final incluyen los hogares, el transporte, el comercio, la industria y la minería. Por su parte, la oferta del sector energético distingue entre el suministro de energía eléctrica y de combustibles. Según el Balance Nacional de Energía (BNE) de 2022, la matriz de energía primaria alcanzó casi 328 mil Tcal. De este consumo, el 60% corresponde a combustibles fósiles y 40% a fuentes renovables, mientras que el consumo total de Chile alcanzó casi las 607 mil Tcal. Chile importa el 98% del petróleo crudo utilizado para producir derivados de petróleo en las refinerías de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) y el 61% de los derivados de petróleo que se consumen tanto en los sectores de consumo final como en los centros de transformación, el resto de estos se produce con petróleo crudo cuyo origen es principalmente externo. Así, casi la totalidad del petróleo consumido en el país proviene del extranjero. En el caso del gas natural, las importaciones representan alrededor de 80%. En 2022 el consumo final alcanzó casi 328 mil teracalorías, dominando en los sectores de demanda final los derivados de petróleo, biomasa y electricidad que en conjunto representan casi el 92% del consumo. Los sectores industria y minería (38%) y el sector transporte (34%) representan los principales consumos de demanda final. Le siguen en participación los sectores comerciales, público, sanitario y residencial (24%). El consumo en empresas de generación de energía y refinerías de petróleo, por su parte, representan el 4% (Ministerio de Energía, 2022). La desagregación de ello se presenta a continuación y releva los desafíos respecto a la meta de carbono neutralidad, en cuanto presentan la relevancia de medidas asociadas a la electromovilidad, electrificación y uso de combustibles bajos en emisione s. Figura 3: Participación de energéticos en los principales sectores de consumo final, año 2022. Fuente: BNE, 2022. 2.4.1. Subsector eléctrico La legislación eléctrica actual en Chile establece un marco en el que el mercado eléctrico es operado por empresas privadas encargadas de la generación y comercialización de la energía eléctrica. Existen tres segmentos de actividad: generación, transmisión y distribución de electricidad (7) . El sector de la generación de energía permite libre entrada de oferta de energía, mediante su producción a través de distintas tecnologías, siempre y cuando se adhieran a la normativa existente. La transmisión de la energía producida a los distintos puntos de demanda, en largas distancias, es gracias a instalaciones de transmisión, cuya planificación es un proceso que consta de varias etapas, en las cuales participan el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). Luego, se proyectan y licitan obras de transmisión que posteriormente son construidas por la empresa privada. En cuanto al segmento distribución, se encarga de distribuir, en niveles de voltaje más reducidos que los de transmisión, la energía desde un determinado punto del sistema eléctrico a los consumidores regulados que este sector atiende. Estas actividades son llevadas a cabo íntegramente por empresas privadas, que realizan las inversiones requeridas conforme a la normativa específica aplicable a cada sector. De esta manera, los sectores de transmisión y distribución operan dentro de un marco regulado debido a su naturaleza monopólica, mientras que el sector de generación funciona bajo principios de libre competencia. En Chile, el mercado eléctrico de generación se compone del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), 10 Sistemas Medianos agrupados en las regiones de Los Lagos, Aysén y Magallanes, y más de 100 sistemas aislados distribuidos en 11 regiones del país. El SEN cubre una extensión geográfica que abarca desde las regiones de Arica y Parinacota hasta la Isla Grande de Chiloé extendiéndose por más de 3. 100 km. La c apacidad instalada del SEN representa m ás del 99% del total nacional y abastece al 98,5% de la población del país. En el SEN, existen más de 38.403 km de líneas de transmisión (CEN, 2024). Los avances del subsector en cuanto a descarbonización han sido acelerados en los últimos años, a diciembre de 2024, de las 28 unidades a carbón equivalentes a 5,5 GW existentes a inicios de 2019, se ha retirado 11 unidades por un total de 1,7 GW, y se estima que al 2026 existirán otras 9 unidades disponibles para retiro o reconversión por un total de 2,2 GW. Esto evidencia un compromiso transversal del sector y sus empresas para dar cumplimiento a las metas propuestas. ___________________ (7) La actual Ley General de Servicios Eléctricos en Chile (DFL 4) no contempla que un agente externo al mercado eléctrico, sin activos de generación y distinto a la empresa distribuidora, pueda encargarse de la comercialización de la energía eléctrica. Esto significa que las empresas generadoras pueden actuar simultáneamente como productoras y comercializadoras, permitiendo transacciones entre generadores, empresas de generación y distribución, empresas de generación y clientes libres, y empresas de distribución y clientes finales (regulados y libres). Por otro lado, los Sistemas Eléctricos Medianos de Los Lagos, Aysén y Magallanes, se componen de la agrupación de una serie de Sistemas Medianos de cada región, que la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) define como sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación es inferior a 200 MW y superior a 1.500 kilowatts. El Sistema Mediano de Los Lagos agrupa los sistemas medianos de las comunas de Hornopirén y Cochamó sumando una potencia instalada de 10,5 MW, asociada a generación de Petróleo Diésel con un 77%, e Hidráulica con un 23%. El Sistema Mediano de la Región de Aysén se caracteriza por agrupar los Sistemas Medianos de las comunas de Aysén, General Carrera y Palena, con una capacidad instalada de 74 MW, asociada a generación mediante Petróleo Diesel (59%), Mini-Hidro (35%), Solar (4%) y Eólica (2%), respectivamente. Análogamente, el Sistema Mediano de la región de Magallanes, corresponde a la agrupación de los Sistemas Medianos de Puerto Natales, Punta Arenas, Porvenir y Puerto Williams, con una capacidad instalada de 129 M W, concentrada principalmente en unidades que operan con Gas Natural (77%), Petróleo Diesel (14%) y Eólica (9%), respectivamente (CEN, 2024). En cuanto a los 109 sistemas aislados, estos abastecen a más de 10.000 usuarios en Chile y la mayor parte de dichos sistemas tiene una capacidad instalada de generación menor a 500 kW, de los cuales el 65% presenta capacidades menores a 100 kW. Casi en su totalidad corresponden a sistemas de generación en base a combustible diésel que entregan suministro permanente a solo el 83% de sus usuarios, y donde el 17% restante cuenta con electricidad precaria, ineficiente, parcial entre 2 y 18 horas al día, y de baja calidad. Las dificultades y brechas que enfrentan estos sistemas en cuanto a tarifas y calidad de servicio eléctrico entregado no han sido resueltas por la regulación vigente, derivando en características disímiles entre ellos, altos costos de suministro, importantes niveles de precariedad en la operación, y una alta dependencia a los subsidios estatales tanto para el financiamiento de la infraestructura como para la operación. Por otra parte, el costo de la energía para usuarios finales es mucho mayor que el costo promedio en el SEN, con precios que pueden ser hasta 25 veces mayores, dada la operación en zonas extremas y aisladas, la baja cantidad de usuarios y una menguada demanda energética. A julio de 2024, la capacidad instalada neta de generación eléctrica alcanza los 33.308,75 MW 9 , donde aproximadamente el 65% de la capacidad instalada neta corresponde a energías renovables y el 35% restante a fuentes térmicas convencionales (CEN, 2024). De estas cifras, 33.106 MW corresponden al SEN, es decir un 99,4% del total de capacidad neta. La capacidad instalada neta de generación restante se encuentra distribuida entre los Sistemas Eléctrico de Aysén (0,2%) y el Sistema Eléctrico de Magallanes (0,4%). En 2023, la generación anual fue de 83.637 GWh registrándose una demanda máxima anual de 11.549 MW (CEN, 2024). Figura 4: Composición de la capacidad instalada de generación eléctrica (SEN) a julio de 2024. Fuente: Comisión Nacional de Energía, 2024. Datos: Energía Abierta. Fecha obtención datos: 24/07/24. 2.4.2. Subsector combustibles El sector combustible puede dividirse en tres segmentos: los combustibles líquidos (gasolinas automotrices y de aviación, kerosene doméstico y de aviación, petróleo diésel, petróleos combustibles y GLP), combustibles gaseosos (gas natural) y los combustibles fósiles sólidos (como el carbón) o biocombustibles sólidos (como la leña certificada, la biomasa, pellet, entre otros). Nacionalmente la gasolina automotriz, el petróleo diésel, el kerosene, el kerosene de aviación, los petróleos combustibles y el gas licuado representan la principal energía consumida, representando el 51% del consumo final de la matriz energética secundaria (BNE, 2022), mientras que los derivados del petróleo en su conjunto representan un 55,7%. Solo el petróleo diésel explica el 28,5% del consumo final de energía, la gasolina el 12,7% y el gas licuado de petróleo (GLP) el 5,6%. A nivel de consumo sectorial, los combustibles representan el 98% del consumo del sector transporte, el 31% del sector industria y minas y un 25% del sector residencial-comercial. Chile es principalmente un importador de combustibles, dado que 82% del GLP proviene del exterior, lo que también ocurre para un 77% del petróleo diésel, para un 51% del kerosene de aviación y para un 41% la gasolina. La importación de combustibles líquidos se realiza por naves del tipo Handy (8) y la distribución al interior del país se realiza a través de cabotaje marítimo, oleoductos y camiones. El país cuenta con 26 terminales marítimos, de los cuales 20 son privados y 6 pertenecen a ENAP (9) . La capacidad de almacenamiento de combustibles a nivel nacional es del orden 2,2 MM m 3 , de dicha capacidad de almacenamiento, los combustibles líquidos tienen una participación de 81% (1,8 MM de m3) y el GLP con un 19% (423 mil m 3 ). De los combustibles líquidos, el diésel es aquel combustible 178 que tiene mayor capacidad, 906 mil m3 (50%) seguido por gasolina automotriz con 473 mil m3 (26,1%), petróleo combustible con 192 mil m3 (10,6%), kerosene de aviación con 201 mil m 3 (11,1%), kerosene doméstico con 35,6 mil m3 (2,0%) y gasolina de aviación con 5,7 mil m3 (0,3%) (10). En cuanto al GLP, Chile es un país es importador y exportador de este combustible. Como se señaló, el 82% del consumo final de GLP es importado. Pero a su vez, por las barreras de logística y de calidad del producto para comercializar en el país, el 55% del GLP producido en Chile se exporta. El mercado de GLP se divide entre el negocio de envasado y de granel. El primero representa el 61% del consumo de este combustible, y sus canales de distribución son venta directa, subdistribuidores y operadores. El mercado de granel, que representa el 39% del consumo de GLP, solo usa la venta directa tanto para los clientes con tanques como aquellos conectados a una red de distribución no concesionada con marcadores individuales. En Chile, los combustibles derivados de la madera, especialmente la leña y los residuos forestales, aportan a través de la biomasa forestal un 26,4% de participación en la matriz primaria de energía (BNE, 2022). Estos combustibles se utilizan para calefacción, cocción de alimentos y una serie de otros usos, en los sectores residencial, industrial, comercial y público. Del total aportado por la biomasa forestal, un 54% se destina a usos térmicos (industriales y residenciales) y 46% a la generación eléctrica en centros industriales para autoconsumo (SEN) (CONAF, 2023). La leña representa el 40% del consumo energético residencial a nivel nacional (MEN, InData, 2019). Dos millones de viviendas entre Rancagua y Aysén, es decir, un 72%, usan leña. Estos altos consumos de leña se encuentran entre los más elevados del mundo. El pellet es un biocombustible sólido cuyo uso en el sector residencial en Chile ha sido promovido mediante programas de fomento estatales como parte de los esfuerzos por desplazar el uso de artefactos de combustión de baja eficiencia y además desplazar el uso de leña de baja calidad (en su mayoría húmeda), principal causa de contaminación del aire por material particulado fino (MP 2,5) en la macrozona centro sur del país (MEN, 2023). Por otra parte, el hidrógeno verde y sus derivados se han presentado como una oportunidad para transformar a Chile en uno de los principales exportadores de energía limpia a nivel global, permitiendo la creación de puestos de trabajo y nuevas inversiones. Como se ha mencionado anteriormente, existen una serie de políticas e instrumentos que han buscado su impulso, así como el desarrollo de la normativa necesaria para ella. ___________________ (8) Los buques Handy/Handymax son los barcos usados tradicionalmente para carga seca y de menos de 60.000 TPM. Un Handymax mide normalmente entre 150-200 m de largo (eslora). Son los barcos de carga más comunes y por su tamaño, pueden entrar en todos los puertos. (9) Los terminales de combustibles líquidos se encuentran en Arica, Iquique, Mejillones, Antofagasta, Chañaral, Caldera, Isla de Pascua, Coquimbo, Quintero, San Vicente, Coronel, Calbuco, Chacabuco, Punta Arenas y Punta Delgada. (10) Entre las regiones de Valparaíso y Biobío se tiene 1,5MM m3 de capacidad de almacenamiento de combustibles líquidos, y en el norte, entre las regiones de Arica y Parinacota y Coquimbo, una capacidad de 415M m3. La logística de almacenamiento está conformada por plantas en Arica, Iquique, Mejillones, Antofagasta, Chañaral, Caldera, Coquimbo, Puchuncaví, Quintero, Concón, Isla de Pascua, Maipú, San Fernando, Linares, Chillán, Hualpén, Talcahuano, Coronel, Lautaro, Osorno, Calbuco, Coyhaique, Gregorio y Punta Arenas. 2.5 PROCESOS PARTICIPATIVOS DEL PLAN Los procesos participativos del Plan tuvieron lugar entre la elaboración del Anteproyecto (14 de marzo al 26 de julio) y la consulta ciudadana (29 de julio al 25 de octubre). A continuación, se describe brevemente cada proceso. . Participación ciudadana temprana Entre abril y mayo de 2024 se comenzó a realizar las instancias participativas abiertas a la ciudadanía, a través de cuatro talleres virtuales de 90 minutos focalizados en sector privado, sector público, academia y sociedad civil, cuyo objetivo fue presentar los avances del Anteproyecto y recibir retroalimentación desde la perspectiva de cada uno de los sectores para iniciar un análisis colectivo de la lista preliminar de medidas asociadas al plan. Se contó con la participación de 148 personas, donde el 49% fueron mujeres. Para complementar y profundizar la difusión y la participación temprana, durante la primera semana de junio se realizaron cinco talleres presenciales de tres horas de duración en las regiones de Tarapacá, Valparaíso, Metropolitana, Biobío y Los Lagos, cuyo objetivo fue presentar avances del Plan y propiciar un análisis colectivo de la implementación de las medidas previstas, con foco territorial. Se contó con la participación de 232 personas, donde el 41% fueron mujeres. . Proceso participativo diferenciado para pueblos indígenas y originarios A través de un proceso participativo diferenciado con pueblos indígenas en el marco de la elaboración Plan se buscó responder de manera pertinente al requerimiento de participación de comunidades y dirigencias indígenas en un proceso participativo temprano y diferenciado basado en la normativa señalada en el Artículo 7° del Convenio 169 de la Organización International del Trabajo (OIT) y de la normativa nacional señalada en la Ley N° 19.253. La realización de estas instancias, orientadas a disponer de una participación temprana de grupos de pueblos indígenas a lo largo del país, se sustenta en el derecho de estos a decidir sus propias prioridades de desarrollo y la necesidad de estos de participar en la formulación, aplicación y evaluación de los planes y programas de desarrollo nacional y regional susceptibles de afectarles directamente, tal como podría ser el caso de los planes sectoriales de adaptación y mitigación del cambio climático que el Ministerio de En ergía pone a disposición de los territorios en esta etapa de co-diseño de medidas. El proceso participativo diferenciado contempló tres etapas: - Fase 1: Diálogos participativos regionales e interregionales con miembros de los pueblos indígenas, instancias desarrolladas entre junio y julio. En los cuales el objetivo fue recoger insumos para elaborar el anteproyecto con sus medidas y acciones para enfrentar el cambio climático desde el sector energético. - Fase 2: Encuentros macrozonales con representantes electos por los participantes de la primera etapa. Se desarrollaron cuatro instancias entre agosto y octubre (Austral en Punta Arenas, Norte en Antofagasta, Centro en Santiago y Sur en Temuco). El objetivo de estos fue tener una revisión de las medidas y acciones propuestas en el anteproyecto sometido a consulta ciudadana, y analizar si se cumplieron con las aspiraciones o problemas planteados en la primera etapa para enriquecer o mejorar las medidas. - Fase 3: Un encuentro nacional con miembros de cada pueblo indígena elegidos por quienes participaron en las instancias anteriores, con el objetivo de acordar los últimos contenidos y modificaciones a la propuesta de medida planteada desde los pueblos indígenas para enfrentar el cambio climático. A través de estas instancias de diálogo participativo realizadas desde las regiones de Arica y Parinacota a Magallanes y la Antártica Chilena, incluyendo Rapa Nui, se ha logrado generar un levantamiento de información para identificar las principales amenazas e impactos del cambio climático en estos territorios, reforzando al mismo tiempo la entrega de información referida a estos procesos, así como a los esfuerzos que está realizando nuestro país en el marco de su proceso de transición energética. La convocatoria a estas primeras instancias se hizo contactando a dirigencias y miembros de los pueblos a partir de la base de datos de la Corporación Nacional de Desarrollo Indígena (CONADI), complementadas con los registros del Ministerio de Energía de los procesos participativos anteriores, tales como la Consulta Indígena del Reglamento de la Ley de Biocombustibles Sólidos. Por otra parte, en cuanto a las instancias macrozonales y la nacional, la convocatoria se realizó invitando a los representantes electos por cada pueblo en la primera instancia, de los cuales se tiene su información personal para coordinar la logística y asegurar su participación. Cabe destacar que el Ministerio de Energía se hizo cargo de los gastos de traslado, movilización, alojamiento y alimentación para la participación, considerando la complejidad que supone el traslado de las dirigencias desde sus comunidades. La estrategia metodológica y los resultados parciales, tanto de la fase 1 y 2, se detallan en el Anexo. El resultado final del proceso fue se ve reflejado en la medida I5 "ACCIONES PARA ENFRENTAR LA CRISIS CLIMÁTICA CONSIDERANDO EL CONTEXTO DE LOS PUEBLOS INDÍGENAS" divididas, a su vez, en cinco submedidas y 22 acciones, con foco exclusivo en los pueblos originarios de Chile, además de la participación activa en la gobernanza del Plan. . Participación con juventudes El Ministerio de Energía procura llevar adelante su trabajo considerando los marcos normativos, jurídicos y políticos que orientan la protección y el respeto de los Derechos Humanos. En este sentido, la construcción de la política pública energética para hacer frente a los efectos del cambio climático debe considerar el involucramiento de los grupos vulnerables, y en específico las voces de las niñeces y juventudes, por cuanto ellos/as experimentan los impactos del cambio climático de manera diferenciada, poseen una mirada auténtica, crítica e innovadora, y porque será a quiénes, en el futuro, les tocará enfrentar los efectos de las decisiones que tomemos hoy. A partir del apoyo técnico y la supervisión de UNICEF como punto focal de protección, se desarrolló un taller con representantes de organizaciones juveniles para co-construir la visión de cambio de los tres ejes, a partir del trabajo en 3 medidas prioritarias del Anteproyecto. A continuación, se detalla los resultados: - Descarbonización (Eje mitigación): A 2050, Chile es un país que produce y consume su energía de manera consciente y responsable, con una matriz 100% limpia y renovable, bajo los principios de justicia, equidad, descentralización y suficiencia energética. Las centrales a carbón han sido retiradas y/o reconvertidas, y las zonas en transición se encuentran recuperadas ambiental y socialmente, encontrando una nueva identidad productiva. Asimismo, los nuevos proyectos de energía renovable se planifican considerando las variables socioculturales, ambientales y de trayectoria de los territorios, y existe una participación considerable de energía ciudadana, gracias a la expansión de la generación distribuida. - Acceso a la energía (Eje adaptación): A 2050, el 100% de los hogares rurales y vulnerables de Chile tiene acceso a energía eléctrica equitativa y sostenible, a través de soluciones seguras, eficientes y adecuadas a la realidad de cada territorio, promoviéndose la autonomía energética y el uso de energías renovables en zonas aisladas y vulnerables energéticamente. Las y los beneficiarios, en particular las comunidades rurales aisladas, se han organizado y capacitado como agentes partícipes de su propia provisión de energía, proliferando la creación de cooperativas y comités de electrificación rural, con apoyo del Estado para su conformación, operación y mantención. - Creación de capacidades y empoderamiento (Eje integración): A 2050, las niñeces y juventudes son conscientes de donde proviene la energía que utilizan, cómo se genera, transmite y distribuye. Asimismo, se entrega educación cívica y se promueve una participación efectiva en todos los niveles educativos, de manera de empoderar a las y los estudiantes, y que su voz se encuentre representada en los procesos de toma de decisión. Los espacios de educación superior incorporan de manera transversal un enfoque de cambio climático, eficiencia energética y sostenibilidad. Asimismo, fomentan la innovación pública y facilitan el flujo de ideas provenientes de las/os jóvenes hacia los desarrolladores de las políticas energéticas. . Consulta ciudadana Se llevó a cabo entre el 29 de julio y el 25 de octubre de 2024, dando cumplimiento a los 60 días hábiles mandatados por la Ley Marco de Cambio Climático. Esta etapa, además de continuar con el proceso particip ativo diferenciado y el diálogo con juventudes, inició con dos seminarios virtuales para difundir el Anteproyecto del Plan y sus contenidos, abiertos a la ciudadanía. Seguido a ello, se desarrollaron cinco talleres presenciales macrozonales en La Serena, Santiago, Rancagua, Concepción, Punta Arenas. Estos talleres contaron con una metodología participativa desarrollada especialmente para recoger observaciones de los actores involucrados y poder mejorar las medidas y sus acciones. Finalmente, lo anterior fue complementado con tres talleres virtuales sectoriales (sector privado, sociedad civil y academia) para ahondar en algunas medidas y submedidas específicas definidas previamente para cada grupo, con el fin de recabar comentarios más específicos y detallados. En total, a través de las reuniones, talleres y diálogos, durante la consulta ciudadana formal se contó con cerca de 600 observaciones al anteproyecto. Además, en ellas participaron un total de 663 personas, de las cuales 361 (54,5%) eran mujeres y 320 (48,3%) pertenecen a pueblos indígenas. En paralelo, el Ministerio de Energía puso a disposición un formulario para la recepción de observaciones de la ciudadanía a través de su sitio web (11) durante el periodo formal de la consulta. Se recibieron, en total, 597 observaciones individualizadas a través de 49 personas naturales o jurídicas. De ellas, 579 fueron consideradas admisibles (12) , a las cuales se les entregó una respuesta formal y, en la medida de lo posible y siempre y cuando estuviera dentro del alcance del Plan y las potestades del Ministerio de Energía, fueron acogidas de alguna forma en el proyecto definitivo. El detalle de todo el proceso está disponible en el Informe de la Consulta Ciudadana y Proceso Participativo, disponible en el Expediente Público (13) . ___________________ (11) Más detalles disponibles en: https://energia.gob.cl/consultas-publicas/plan-de-mitigacion-y-adaptacion-al-cambio-climatico-del-sector-energia (12) 18 fueron consideradas inadmisibles, debido a que 9 observaciones habían sido ingresadas previamente en idénticos términos por la misma persona y 9 observaciones no tenían relación con el instrumento en consulta. (13) Disponible en: https://energia.gob.cl/cambioclimatico/expediente 3. DIAGNÓSTICO SECTORIAL DE CAMBIO CLIMÁTICO Chile ha establecido una visión de largo plazo en el sector energético de manera responsable y consensuada a través de la Política Energética Nacional (PEN). Entre las metas de la Política Energética Nacional actualizada en 2022 se incluyen metas explícitas sobre seguridad de suministro y resiliencia como también sobre reducción de emisiones, consistentes con la carbono neutralidad antes del año 2050. En consistencia con la PEN, la Ley Marco de Cambio Climático, publicada en junio de 2022, establece el mandato legal de ser un país carbono neutral y resiliente antes del 2050 (MMA, 2022). Ello releva la urgencia de avanzar hacia un sistema energético limpio y renovable, en el entendido que el sector eléctrico será clave y habilitante en la consecución de los objetivos para alcanzar la carbono neutralidad. En la presente sección se sintetiza el análisis del sector según sus emisiones, así como los potenciales impactos y riesgos climátic os. A nivel general, la tasa de aumento de la temperatura media anual en Chile se ha acelerado en las últimas décadas, a un ritmo de 0,18°C por década en 1981-2022 y las proyecciones climáticas muestran que este calentamiento continuará, con una variación regional significativa. El calentamiento varía en todo el país, y las regiones costeras generalmente se calientan a un ritmo más lento debido a los efectos oceánicos, mientras que el valle central y las regiones andinas se calientan mucho más rápido. En un país cuya matriz energética tiene una alta participación de la hidroelectricidad, cabe destacar que, junto con la disminución de las precipitaciones generales, Chile se ha visto gravemente afectado por las sequías y, en (IEA, 2024), de hecho, en 2023, el 52% del territorio continental estuvo afectado por algún grado de sequía, donde el mayor porcentaje (28%) se presentó en la categoría anormalmente seco, cerca de un 17% en la categoría de sequía moderada, un 2% en sequía severa con un 0,1% llegó a Sequía Extrema (Dirección Meteorológica de Chile, 2024), lo que no es extraño, ya que, desde 2010 se han observado estos impactos de manera clara, con una tendencia a la sequía en el centro y centro sur del país provocada por un déficit hídrico promedio de precipitaciones del 25-40%, sin precedente histórico en el último milenio (Garreaud et al., 2017), tendencia que alcanzó su extremo entre 2019 y 2021, con condiciones de hiper-sequía marcadas por déficits de precipitaciones superiores al 80%, llevando a los ecosistemas, asentamientos humanos y actividades productivas al borde del colapso (Arroyo et al., 2021). Se prevé que las precipitaciones continúen disminuyendo, lo que provocará sequías más frecuentes o intensas, aunque el nivel de cambios en las precipitaciones puede variar en todo el país. Estos cambios afectan en particular la generación de energía eléctrica. Los modelos de la IEA proyectan que el factor de capacidad hidroeléctrica de Chile puede disminuir alrededor de un 14% en un escenario de bajas emisiones y alrededor de un 25% en un escenario de altas emisiones hasta finales de siglo, si no se implementan medidas de resiliencia (IEA, 2024). 3.1 ANÁLISIS SECTORIAL DE EMISIONES 3.1.1 Inventario de emisiones del sector energía En 2020, las emisiones de GEI del sector Energía contabilizaron 79.724 ktCO2eq, incrementándose en un 139% desde 1990 y disminuyendo en un 5% desde 2018. A contar de 2015 se aprecia que las emisiones se mantienen estables, debido principalmente a una disminución en el consumo de carbón en la generación eléctrica, asociado al ingreso de nuevas fuentes de energía renovable (solar, eólica, geotérmica), así como también por la incorporación de nuevas centrales a gas natural, pero también contrarrestado por un constante crecimiento en el consumo de gasolinas y diésel en el transporte terrestre, que ha sostenido su crecimiento al igual que en los últimos años. Para el año 2020, se tuvo una caída significativa respecto a la tendencia de los últimos años, atribuible a la pandemia, la cual redujo la actividad económica y social durante varios meses dentro del año debido a las restricciones impuestas (cuarentenas), reduciendo principalmente las emisiones asociadas al transporte terrestre y aéreo, junto con el uso energético en el sector comercial y público. La siguiente figura resume las emisiones de GEI, en base al último inventario, por sector. Figura 5: Emisiones de GEI (kt CO2 eq) por sector. Elaboración propia en base a datos del MMA (2022). [1] Sector Procesos industriales y uso de productos (IPPU por sus siglas en inglés). 3 .1.2 Asignación sectorial de emisiones bajo la ECLP La ECLP estableció metas y objetivos climáticos sectoriales. Por esto, se asignaron las categorías de emisiones del Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INGEI) a cada autoridad sectorial establecida en la LMCC, considerando grado de injerencia y competencias. El Ministerio de Energía es responsable de una parte de las emisiones relacionadas con la industria de la energía y la industria manufacturera del país. Esto queda establecido en la ECLP, donde las categorías de emisiones del INGEI asignadas al Ministerio de Energía son: (1.A.1.b.) Refinación de petróleo, (1.A.1.c.) Manufactura de combustibles sólidos y otras industrias de la energía, (1.A.2.c.) Sustancias químicas, (1.A.2.d.) Pulpa, papel e imprenta, (1.A.2.m.) Industria no especificada, (1.B.) Emisiones fugitivas de combustibles, (2.B.8.) Producción petroquímica y de negro de humo, (2.G.1.) Equipos eléctricos, (1.A.4.a.) Comercial/Institucional 14 , (1.A.2.a.) Hierro y acero, (1.A.2.f.) Minerales no metálicos, (2.F.1.c.) Refrigeración industrial, (2.F.1.a.) Refrigeración comercial, (2.F.1.b.) Refrigeración doméstica, (2.F.1.e.) Aire acondicionado fijo, (1.A.1.a.i.) Generación de electricidad 15 (Consumo Comercial, Industrial, Público y Propio). De acuerdo con esta definición, las emisiones atribuibles a la autoridad sectorial del Ministerio de Energía no son todas las emisiones correspondientes a todas las categorías del sector energía del INGEI, por lo que, de acuerdo con lo establecido en INGEI 2020, las emisiones atribuibles a al Ministerio de Energía alcanzaron los 26,5 Millones de tCO 2 eq, correspondientes al 25,1% del total de emisiones, solo superadas por las fuentes asignadas al Ministerio de Transporte y Telecomunicaciones que alcanzan el 26%, seguido por 17,5% del Ministerio de Minería, 11,6% del Ministerio de Agricultura, 9,5% del Ministerio de Vivienda y Urbanismo, 6% del Ministerio de Salud y 4,2% del Ministerio de Obras Públicas. 3.2 EVALUACIÓN DE IMPACTOS, VULNERABILIDAD Y RIESGOS Los riesgos climáticos que afectan al sector energético son diversos y dependen del subsector analizado, la localización geográfica y la perspectiva del impacto (infraestructura, operación, cliente final, etc.). El análisis realizado por el Ministerio de Energía se divide en segmentos clave, como la generación eléctrica, que es afectada principalmente por las variaciones de temperatura, sequía, eventos hidrometeorológicos extremos y variabilidad climática; mientras que el transporte de electricidad (transmisión y distribución), se ve impactada principalmente por el aumento de temperatura, impactos ambientales, vientos extremos y aluviones; por su parte la demanda energética, se relaciona con los cambios en los patrones de consumo por efectos del cambio climático, el acceso a la energía y la pobreza energética; y, en cuanto a los combustibles, los puertos e infraestructura, sufre las consecuencias de marejadas, aumento del nivel del mar, eventos hidrometeorológicos extremos. ___________________ (14) Los presupuestos se calculan separando el consumo público del comercial, pero en el INGEI se reportan en conjunto. (15) Generación de electricidad se divide entre autoridades sectoriales según donde ocurre el consumo. Existen diversos casos que demuestran lo anterior. Por ejemplo, en 2021 un aluvión dejó sin suministro eléctrico a más de 14.500 hogares en las regiones de Ñuble y Los Lagos. En 2023, una gran inundación en todo el país dejó a más de 23.500 personas sin electricidad durante días, lo que provocó un daño económico total de 759 millones de dólares. Y más recientemente, el temporal de la zona centro-sur con ráfagas de vientos que alzaron los 125 kilómetros por hora en agosto de 2024, dejó a más de 2,4 millones de viviendas sin suministro eléctrico, con casos que llegaron incluso a las tres semanas. 3.2.1 Subsector eléctrico . Generación eléctrica El cambio climático afecta a todas las tecnologías de generación de energía, aunque los niveles de impacto pueden variar. La generación hidroeléctrica se ve afectada principalmente por las variaciones en los patrones de las precipitaciones y, por lo tanto, la disponibilidad de agua. Por ejemplo, la energía hidroeléctrica, una de las mayores fuentes de electricidad de Chile (28,6% en 2023), es sensible a los cambios en las precipitaciones. Una disminución de las precipitaciones puede reducir el factor de capacidad de las centrales hidroeléctricas como parte de complejos procesos hidrológicos que afectan al caudal de los arroyos, la disponibilidad de agua, el deshielo de los glaciares, la escorrentía y la evaporación. A medida que las precipitaciones y la escorrentía disminuyan a lo largo del siglo debido al cambio climático, es probable que la generación de energía hidroeléctrica se vea afectada negativamente. De hecho, la mayoría de las centrales hidroeléctricas están instaladas en regiones centrales del país, donde la disminución de las precipitaciones es más notable. En un escenario de aumento de la temperatura alrededor y sobre 3°C, se prevé que al menos el 70% de la capacidad hidroeléctrica instalada en Chile estará expuesta a un clima moderada o significativamente más seco a finales de siglo (IEA, 2024). La IEA proyecta que, si no se aplican a tiempo medidas adicionales de resiliencia, el factor de capacidad hidroeléctrica de Chile puede disminuir en torno a un 25% hasta finales de siglo en un escenario de altas emisiones (sobre los 3°C) e, incluso en un escenario de bajas emisiones (por debajo de 2°C), se prevé que el factor de capacidad hidroeléctrica de Chile disminuya en un 14%. La disminución prevista en la generación hidroeléctrica puede tener un efecto más amplio en todo el sistema eléctrico de Chile, añadiendo tensiones a otras partes del sistema, como el caso del 2021, donde la reducción de la generación hidroeléctrica durante la sequía obligó a aumentar el uso del carbón, gas y, particularmente, diésel, para abastecer el suministro eléctrico durante el periodo de estrechez. El cambio climático también afecta la generación solar en hogares debido a la nubosidad y temperatura. A medida que la capacidad instalada crece en Chile, los impactos son considerables. Cambios en la frecuencia de días nublados variarán según la región, pudiendo aumentar la generación solar en un 30% en la zona centro-sur al 2050, en contraposición con disminuirla por un aumento de hasta 20% de los días nublados en el centro-norte. La temperatura también influye directamente, con coeficientes de pérdida de eficiencia entre -0,3% y -0,5% por cada 1°C de aumento en centrales térmicas. Por su parte, la generación eólica es sensible a los patrones de viento, que a su vez están influenciados por cambios en el clima. Si bien los vientos pueden variar naturalmente, el cambio climático puede alterar la frecuencia y la intensidad de los patrones de viento, lo que podría afectar la producción de energía eólica en diferentes regiones (GIZ, 2022). Mientras que la generación de energía a partir de biomasa y biogás se ve afectada por una serie de eventos climáticos extremos, incluyendo olas de calor, inundaciones, incendios forestales, sequías y temperaturas extremas. . Transmisión y distribución eléctrica Los eventos climáticos extremos como olas de calor, frío, lluvias extremas, ráfagas de viento y otros afectan la infraestructura de los sistemas eléctricos, comprometiendo la seguridad y suficiencia del suministro. Mientras estos eventos se están haciendo cada vez más frecuentes, la resiliencia de la transmisión y la distribución eléctrica se convierte en un factor crítico para enfrentar estos impactos. Los impactos del cambio climático en la transmisión y distribución energética tienen el potencial de traducirse en riesgos de cortes de suministro energético más frecuentes, afectando de manera relevante a usuarios vulnerables como, por ejemplo, electrodependientes, con bajos estándares de aislación térmica, aislamiento geográfico, entre otros factores. A nivel general, se constata la falta de herramientas de medición y metodologías para evaluar los costos y la capacidad de adaptación ante estos impactos, y a nivel local, existe una limitada capacidad de gestión y respuesta frente a eventos climáticos extremos que afectan el suministro eléctrico y su transporte y/o distribución (Ministerio de Energía, 2023). Los eventos climáticos extremos en conjunto con los incendios forestales son responsables de aproximadamente el 33% de la energía no suministrada acumulada para el período 2017-2021 del SEN, a nivel de distribución. En un escenario de cambio climático, esto es especialmente crítico debido al aumento de los eventos meteorológicos extremos y las condiciones propicias para los incendios forestales que, para el periodo 2021-2022 aumentaron en un 389% respecto al periodo anterior, lo que ha obligado al sector energético a tomar medidas. En particular, las altas temperaturas provocan un aumento en la extensión de los cables de las líneas de transmisión, en la resistencia eléctrica de estos, y en las pérdidas de electricidad en las líneas de transmisión. De esta manera, la capacidad de transmisión disminuye un 10% en las líneas aéreas, un 4% en los cables subterráneos y un 7,5% en los transformadores de la red de distribución. El aumento de las pérdidas de electricidad debido al aumento de la temperatura se estima en un 0,4%/°C para los conductores de aluminio y cobre (International Atomic Energy Agency, 2019). Los incendios forestales también afectan al sistema de distribución eléctrica de los centros poblados, en particular analizando las zonas de afectación históricas de incendios forestales y las líneas de distribución existentes actualmente da cuenta del nivel de exposición pudiendo superar el 60% de la infraestructura de distribución en regiones como Valparaíso y Biobío, así como superando el 40% en las regiones del Maule y Ñuble (16). 3.2.2 Subsector combustibles Los impactos en subsector son diversos y abarcan distintos aspectos. En primer lugar, la mayor frecuencia e intensidad de las marejadas, calificadas incluso como ‘anormales' por su distinta dirección, período y altura, puede llevar a la indisponibilidad de terminales portuarios, afectando la descarga de combustibles y la infraestructura misma. Se ha demostrado que el cambio climático ha alterado la frecuencia e intensidad de las marejadas en las costas del país, reportándose daños en el litoral durante eventos especialmente extremos (Winckler, y otros, 2020). Además de las marejadas, el aumento del nivel del mar influye negativamente en los tiempos de descarga y en la infraestructura portuaria, causando indisponibilidad de combustibles e inseguridad energética, así como incrementando los costos debido a diversos factores, como daños en la infraestructura, procesos más costosos, menor eficiencia, entre otros. Asociado a esto, se identifica la pérdida de infraestructura por eventos extremos, lo que agrava la inseguridad del suministro energético (GIZ, 2023). La actividad marítima en Chile ha sido afectada por fenómenos meteorológicos y oceanográficos extremos, que -según los registros históricos y recientes- han aumentado los eventos de marejadas, limitando las operaciones en puertos (Armada de Chile, 2020). Esto, a su vez, ha llevado a un importante aumento de los días al año en que bahías y puertos deben cerrar sus operaciones, por ejemplo, a agosto de 2021, en los 12 meses anteriores, los puertos de Quintero (132 días), San Antonio (80 días), Antofagasta (73 días), Mejillones (43 días), Arica (27 días) y Lirquén (19 días) lideraban el registro (CAMPORT, 2021). Mientras que los activos de generación eléctrica cercanos a la costa de Chile podrían verse afectados por el aumento del nivel del mar dado que actualmente, alrededor del 30% de la capacidad total instalada de las centrales eléctricas de carbón y el 7% de las centrales eléctricas de gas natural se encuentran en zonas de baja altitud y cerca de la costa (IEA, 2024). La infraestructura de combustibles también se ha visto cada vez más afectada por los impactos climáticos, por ejemplo, las inusuales inundaciones del invierno de 2023 provocaron la rotura de un gasoducto y una red de distribución primaria en la zona centro sur de Chile. Los incidentes, ocurridos en los ríos Laja y Chillán, pusieron en peligro la continuidad de suministro de gas natural de más de 14.000 hogares en las ciudades de Los Ángeles y Chillán; las empresas de gas implementaron medidas de contingencia para dar continuidad al servicio y para la reparación de las redes, pero las nuevas crecidas fluviales invernales y las condiciones climáticas adversas han demorado las reparaciones definitivas de la infraestructura afectada. 3.2.2 Demanda energética El cambio climático ejerce influencia sobre la demanda energética, especialmente en sectores como el residencial, industrial y la agricultura. Las variaciones en temperatura y eventos climáticos extremos modifican los patrones de consumo y necesidades energéticas, aumentando la demanda eléctrica debido a la necesidad de climatización frente a episodios de temperaturas extremas (tanto frío como calor). Al 2060, se proyecta que la demanda energética aumentará entre un 2,3% y 2,8% en 2050, y entre un 3,8% y 4,3% en 2060 solo por efectos del cambio climático, para un escenario base y de carbono neutralidad respectivamente. Cabe destacar que este aumento se explica principalmente por la creciente electrificación necesaria para cumplir los compromisos de mitigación, que a su vez afectará directamente al sector generación eléctrica, que deberá hacer frente a esta demanda energética adicional al mismo tiempo que se adapta a los efectos negativos de la crisis climática (GIZ, 2023). Esto último es especialmente relevante porque aproximadamente 1 de cada 3 viviendas en Chile carece de aislamiento térmico adecuado, cifra que se incrementa con viviendas no regularizadas, lo cual suele pasarse por alto (Ministerio de Desarrollo Social y Familia, 2017). A su vez, según la Encuesta de Bienestar Social del 2021, el 35,5% de las personas declaró pasar frío en sus viviendas, lo que evidencia el desafío actual que existe, desde la perspectiva energética y la dimensión de pobreza energética, para enfrentar temperaturas de los episodios de olas de frío y/o calor, que se verán exacerbadas por la crisis climática. Cabe resaltar que las mujeres son quienes principalmente administran la demanda dentro de los hogares y aun así enfrentan una mayor pobreza energética. ___________________ (16) Análisis realizado por E2BIZ en base a la información de ITREND e IDE Energía. 3.3 EVALUACIÓN DEL PLAN PRECEDENTE El Ministerio de Energía publicó su Plan de Adaptación al Cambio Climático para el Sector Energía 2018-2023 en diciembre de 2018 el que contó con 15 medidas divididas, a su vez, en 44 acciones. Este plan, vigente hasta el 31 de diciembre de 2023, alcanzó un 88% de cumplimiento global de sus medidas 17 . Las principales barreras del plan fueron el financiamiento y la coordinación interinstitucional. También, a nivel de la gobernanza y las brechas en la implementación, se identifican la pertinencia de las medidas comprometidas y el rol o responsabilidad que efectivamente el Ministerio de Energía era capaz de ejecutar. Por otra parte, durante el proceso de auditoría desarrollado por la Contraloría General de la República (CGR) entre 2022 y 2023 18 , en el cual se basa la evaluación de este instrumento, se relevan la falta de procedimientos, lineamientos y/o directrices específicas para controlar la implementación, evaluar la puesta en práctica y efectuar un seguimiento a corto y mediano plazo de las medidas y acciones. Las lecciones aprendidas derivadas del diseño, desarrollo, implementación y evaluación del plan precedente, así como los resultados y recomendaciones de la auditoría de la CGR han sido parte fundamental de la elabo ración del Plan. Cabe destacar que ninguna de las medidas (independiente su grado de cumplimiento) han sido consideradas en el proceso de actualización del Plan Sectorial de Adaptación, sin perjuicio de que los aprendizajes son base esencial del proceso de construcción. Además, derivado de dicho proceso, se han definido criterios y medios de verificación en base a los cuales construirá la información financiera que reportará anualmente, así como un protocolo de control interno 19 . 4. PLANIFICACIÓN ESTRATÉGICA 4.1. PLANIFICACIÓN OBJETIVOS Y METAS DEL SECTOR ENERGÍA EN LA ECLP La NDC actualizada del 2020 reconoce que el Ministerio de Energía tiene la mayor participación en el diseño e implementación medidas de mitigación para lograr la carbono neutralidad, asimismo, define 7 objetivos y 29 metas sectoriales para el cumplimiento de los compromisos, tanto de mitigación como de adaptación. A continuación, se listan ellos. Objetivo 1: Alcanzar una matriz energética baja en carbono al 2050. Incluyen las metas 1.1, 1.2, 1.3, 1.4 y 1.5. Objetivo 2: Eficiencia energética como acción habilitadora fundamental para la descarbonización. Incluye las metas 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 y 2.5. Objetivo 3: Incrementar el uso de tecnologías y energéticos bajos en emisiones, como por ejemplo el uso de hidrógeno verde, en todos los sectores de la economía. Incluye las metas 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 y 3.6. Objetivo 4: Lograr el acceso equitativo a servicios energéticos de calidad que permitan satisfacer las necesidades energéticas de las personas y contribuir al desarrollo humano. Incluye las metas 4.1, 4.2 y 4.3. Objetivo 5: Descentralización y diversificación de los recursos energéticos para un sector energético más resiliente y bajo en emisiones, incluyendo tanto el autoconsumo de energía como las tecnologías renovables de gran escala. Incluye las metas 5.1, 5.2, 5.3 y 5.4. Objetivo 6: Reducir la vulnerabilidad al cambio climático y facilitar su integración en el desarrollo y gestión del sector energía. Incluye las metas 6.1, 6.2 y 6.3. Objetivo 7: Diseñar y promover el uso de instrumentos ___________________ (17) El detalle de las medidas, su nivel de cumplimiento y el grado de avance por acciones se encuentra disponible en el Anexo Complementario, disponible en: https://energia.gob.cl/cambioclimatico/expediente. (18) Informe final disponible aquí: https://energia.gob.cl/sites/default/files/documentos/informe_final_de_auditoria_del_plan_de_adaptacion_al_cambio_climatico.pdf (19) Más detalle disponible en el Anexo 8.7 4.2. PILARES ESTRETÉGICOS DEL PLAN Los objetivos y metas del sector energía establecidos hace cinco años, al amparo del instrumento de la ECLP siguen vigentes porque sus contribuciones hacia la descarbonización y aumento de resiliencia del sector siguen siendo reales y válidas. Sin embargo, los desafíos, problemáticas e inclusive costos del sector energético cambian constantemente, con la misma rapidez que evolucionan las tecnologías e innovación dentro del sector. Por ello que este plan plantea la vinculación a cuatro pilares estratégicos, que permiten incorporar estos cambios y problemáticas conforme a la rapidez de los cambios que experimenta el sector. A continuación, se describen los cuatro pilares: . RECONVERSIÓN PRODUCTIVA Tomando como base los desafíos y avances en materia de transición justa, el PSMyA Energía busca impulsar que la transición energética sea uno de los pilares hacia un desarrollo sostenible. Sus medidas y acciones van en línea con impulsar un crecimiento que sea económico, ambiental y socialmente sostenible, con énfasis en la promoción de industria no contaminante que permita mantener y mejorar el desarrollo económico local y nacional, promoviendo más empleos de calidad, y apoyando la competitividad país mediante un desarrollo costo eficiente para toda la economía nacional. Para ello, un objetivo central de los resultados del Plan y sus propuestas es mejorar la productividad del sector energético y del país, a la vez que se impulsa una diversificación y sofisticación de la matriz productiva nacional, incorporando más conocimiento, capital humano e innovación para generar oportunidades en nuevas áreas de desarrollo, creando empleo de calidad y promoviendo la eficiencia en el uso del territorio. . COMBUSTIBLES DE TRANSICIÓN El hidrógeno verde y la electromovilidad representan casi la mitad de los esfuerzos de mitigación en el escenario hacia la carbono neutralidad. El Ministerio de Energía ha avanzado a paso firme en estos compromisos, materializados a través de su Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030, y de la Hoja de Ruta para el Avance de la Electromovilidad en Chile, entre otros, que presentan acciones concretas para, en el corto plazo, masificar y aumentar la incorporación efectiva de estas tecnologías. Sin embargo, estos elementos, si bien son clave y requieren acciones de corto plazo para su habilitación, muchas de ellas en curso, también deben ponerse en una perspectiva de mediano y largo plazo en cuanto a su materialización y aporte a la reducción de emisiones. De esta manera, y considerando el alcance temporal de cinco años que tiene este PSMyA Energía, en esta primera versión del plan sectorial se releva el rol que pueden cumplir algunos energéticos, como los combustibles renovables, biocombustibles o combustibles mixtos, en la disminución de emisiones y fortalecimiento de la seguridad del sistema, relevando los desafíos actuales y con miras al 2030 que enfrenta el sector. . FINANCIAMIENTO PARA LA DESCARBONIZACIÓN A nivel mundial actualmente existe una brecha de financiamiento climático, la que se intensifica también en la región de América Latina y el Caribe. Según CEPAL (2023) (20) cumplir con los compromisos climáticos requiere una inversión de entre 3,7% y 4,9% del PIB regional por año hasta 2030, pero –por ejemplo- en 2020 fue solo del 0,5%. Cerrar la brecha de financiamiento climático requiere aumentar la movilización de recursos nacionales e internacionales entre 7 y 10 veces. Las medidas y acciones propuestas en este plan, así como la transición energética en general, tienen la urgencia de asegurar el financiamiento de las nuevas inversiones necesarias. Este financiamiento no será único, sino más bien un mix robusto entre fondos públicos, privados, provenientes de la banca multilateral, instrumentos financieros y de precio al carbono, mecanismos cooperativos, acceso a fondos climáticos, entre otros. Ejemplos de instrumentos existentes son el impuesto a las emisiones y su sistema de compensación, el sistema de normas y certificados bajo la LMCC o el Artículo 6 del Acuerdo de París, donde el sector energía es uno se los sectores estratégicos y que su uso podría apalancar el cierre financiero de proyectos fundamentales para la transición. Además, también el diseño e implementación de instrumentos vanguardistas, como la propuesta de un sistema de comercio de emisiones. Estos mecanismos y formas de financiamiento deben tener como norte el financiamiento de proyectos concretos con efectos directos en la mitigación y adaptación climática. En particular, el Ministerio de Energía promoverá el uso de mercados de carbono, tanto nacionales como internacionales para apoyar las inversiones necesarias en el sector, con especial foco en los sistemas de almacenamiento de energía, el avance de las energías renovables en sistemas medianos y aislados, así como para el autoconsumo en sectores productivos clave, permitiendo tanto el autoabastecimiento como la electrificación, recambio tecnológico que permita la transición desde combustibles fósiles hacia nuevos energéticos o combustibles bajos en emisiones así como a la electrificación, la factibilidad o adelanto del cierre y/o reconversión de centrales térmicas, los sistemas de captura de carbono, entre otras nuevas tecnologías que puedan concretarse durante el periodo de implementación del Plan y permitan acelerar, adelantar o cerrar brechas en la disminución de emisiones del sector. ___________________ (20) The Economics of Climate Change in Latin America and the Caribbean, 2023: "financing needs and policy tools for the transition to low-carbon and resilient economies" disponible en: www.cepal.org/en/publications/8712-economics-climate-change-latin-america-and-caribbean-2023-financing-needs-and. . INFRAESTRUCTURA HABILITANTE Y RESILIENTE La transición energética, como se ha mencionado, no está exenta de importantes desafíos que requieren esfuerzos intersectoriales para promover la infraestructura requerida en oportunidad y eficiencia. La descarbonización del sector eléctrico y la disminución del consumo y dependencia de combustibles fósiles requieren de condiciones habilitantes que permitan que esta transición se realice de manera segura y resiliente, pero también planificada, responsable, eficiente y consensuada, permitiendo avanzar en la incorporación e internalización de los costos y beneficios de las medidas. El PSMyA Energía reconoce el rol fundamental y crítico que desempeñan tecnologías e infraestructuras que son necesarias para alcanzar las metas de carbono neutralidad y resiliencia climática que fija la LMCC. En esta línea, se plantea la importancia de su reconocimiento, a nivel nacional y transversal, como infraestructura clave para la acción climática y, como tal, plantea la urgencia de su desarrollo, a la vez que se cumplen y respetan los debidos procesos y etapas. El almacenamiento de energía, la transmisión eléctrica, la distribución como piedra angular de la calidad del servicio, las nuevas fuentes y tecnologías de generación de energía renovable, las tecnologías que entregan flexibilidad y seguridad al sistema, entre otras, son obras clave para alcanzar los compromisos climáticos. En este sentido es fundamental apuntar hacia la economía procedimental, que dote de eficacia y eficiencia en el otorgamiento de permisos, pero donde además sea posible encadenar instrumentos de gestión ambiental, para que a diferencia de lo que ocurre actualmente con procesos duplicados de evaluación, la planificación del sector sea transcendente y simplifique la evaluación de los proyectos. Asimismo, la infraestructura habilitante debe ser priorizada en la acción del Estado a través de estrategias donde puede aportar desde un rol articulador y facilitador, en cooperación y/o complemento a las iniciativas privadas, todo ello en el marco de una planificación orientada a identificar obras esenciales y estratégicas para el logro de las metas planteadas en la LMCC, que permita focalizar este rol. 4.3. DESPLIEGUE TERRITORIAL COMO ELEMENTO CLAVE Para alcanzar los compromisos y las metas propuestas por este plan al ritmo previsto, se requiere del potenciamiento y el consecuente despliegue territorial de las energías renovables (incluida su infraestructura asociada). En este contexto y, en primer lugar, se requiere reforzar la planificación energética en miras de robustecer el enfoque territorial a través del perfeccionamiento de instrumentos sectoriales existentes y de conside raciones de sustentabilidad en su proceso, tales como los criterios y variables ambientales y territoriales previstas en el artículo 87 de la LGSE, ampliando además su alcance al segmento de combustibles (tanto fósiles como renovables o biocombustibles); coordinar dicha planificación con instrumentos de otras carteras en materia de infraestructura, que permitan usar de forma más eficiente el territorio; reforzar su naturaleza estratégica, en miras de identificar aquella infraestructura clave y de interés nacional, por ser habilitante del cumplimiento de la LMCC, en la que el Estado debe focalizar su gestión y que debe ser reconocido en el marco de los procesos de permisos ambientales y sectoriales, acorde a la urgencia de su materialización; y en coherencia con lo anterior, incorporar en la normativa e instrumentos territoriales, la relevancia de dar cabida a la infraestructura energética que contribuye al cumplimiento de la ambición climá