agosto 23, 2021
Los impuestos para las emisiones fijas (industrias) y para fuentes móviles (vehículos) que forman parte del denominado impuesto verde, tuvieron su origen en 2014 como parte de la reforma tributaria de la entonces presidenta Michelle Bachelet. Aunque la aplicación efectiva del gravamen a las fuentes fijas comenzó recién en 2017, en abril de 2021 se cumplieron cuatro años de recaudación, lo que nos permite evaluar y preguntarnos por el real impacto que ha tenido este cobro y saber qué tan cerca o lejos está de lo que se espera de él y, en general, de este tipo de instrumentos.
En abril de este año, ingresaron a las arcas fiscales un total de US$ 175 millones provenientes de este impuesto a las fuentes fijas -ya que la recaudación para fuentes móviles se contabiliza en forma separada-, cifra que representa un retroceso de casi 6% comparado con el año anterior y que, a su vez, es el menor monto registrado en los cuatro años de vigencia de este gravamen. Si bien esta disminución de recaudación podría ser positiva si es que fuese reflejo de que las empresas estuvieran contaminando menos, en realidad se debe a la menor demanda en el sistema eléctrico como consecuencia de la desaceleración de la actividad económica a raíz de la pandemia.
Por otro lado, un 63% del monto total fue pagado por instalaciones de generación eléctrica, de las cuales el 95% provino de centrales termoeléctricas, donde el carbón sustenta el 60% de la recaudación anual, reflejando entonces lo importante que sigue siendo este tipo de generación para nuestra matriz eléctrica. Si bien el cumplimiento del retiro de las dos unidades a carbón en el año 2020 -en el marco del acuerdo de descarbonización voluntario- podría haber influido en la disminución de la recaudación, ambas unidades fueron apagadas durante los días 29 y 31 de diciembre de 2020, por lo que operaron prácticamente todo el año, sin considerar que recientemente el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) ha mencionado la posibilidad de volver a encender una de ellas durante el presente año.
Es importante recordar que el impuesto verde es un instrumento económico que debería contribuir a la reducción de la contaminación local y global. La escala local, refiere a contaminantes que están presentes en una zona específica, para lo cual se utilizan ponderadores según la realidad de cada zona donde se generan las emisiones con el propósito de identificar y/o reconocer el daño que producen en cada territorio producto de los procesos industriales. A pesar de que esto podría ser un importante parámetro para intentar cambiar la realidad de diversas comunidades en nuestro país afectadas por la contaminación atmosférica, solo un 9% de la recaudación correspondió a contaminantes locales como el Material Particulado (MP), Óxido de Nitrógeno (NOx) y Dióxido de Azufre (SO2), siendo el 91% restante explicado por un contaminante global como es el CO2, que en Chile además sigue teniendo un valor de 5 dólares por tonelada, muy por lejos del rango de 40-80 dólares que en la actualidad se recomienda a nivel internacional.
Dado que un gravamen como el impuesto verde debiese cumplir con dos objetivos, que es el de recaudación, como todo impuesto, y también el de corregir una externalidad negativa como la contaminación generada por los que están afectos a él dada su condición de “verde”, lo más importante no debiese ser la recaudación que genera, sino el incentivo a no contaminar. Por ello, desde Fundación Terram nos preocupa que este gravamen no esté dando las señales correctas en cuanto a incentivar de manera eficiente a las empresas a contaminar menos, pues hoy sigue siendo más barato contaminar y pagar, que hacer correcciones en el sistema de emisiones de una empresa para contaminar menos.
Por otro lado, dadas las modificaciones que experimentará el impuesto verde en los próximos años, ya que aumentarán las industrias que estarán afectas pero a su vez las empresas tendrán la posibilidad de compensar sus emisiones mediante el desarrollo de proyectos en las zonas donde están emplazadas las fuentes contaminantes y así no pagar el impuesto, tendremos que esperar varios años más para conocer qué tanto aportará a la transición que es urgente en vista de una disminución real de las emisiones y contaminantes que hoy contribuyen al calentamiento global e impactan en la salud de la población y de los ecosistemas.
agosto 19, 2021 | Industria
Once son los proyectos que ha identificado el Coordinador Eléctrico Nacional que podrían adelantar su entrada en operación en el sistema eléctrico local, lo cual se inscribe dentro de las medidas del decreto preventivo del Ministerio de Energía para enfrentar eventuales problemas en la generación eléctrica, que puedan afectar la seguridad del suministro en el país.
La aceleración en la conexión de proyectos de generación avanzados considera la agilización de los tiempos de revisión de los antecedentes remitidos por sus titulares al organismo coordinador, lo cual también dependerá finalmente de las gestiones que realicen sus dueños o titulares de los proyectos.
Es así como se han identificado once iniciativas, que totalizan 932 MW de capacidad instalada a incorporar en el Sistema Eléctrico Nacional, especialmente entre las regiones de Maule y de los Lagos, la mayoría de las cuales (8) son parques eólicos, seguidos de dos proyectos térmicos y uno hidroeléctrico.
El listado de las iniciativas es el siguiente:
| Empresa |
Nombre Proyecto |
Tipo Tecnología |
Potencia Neta Total [MW] |
Región |
Comuna |
Fechas Estimada Originalmente para Entrada en Operación |
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| Empresa Eléctrica El Pinar SpA |
El Pinar |
Hidroeléctrico |
11.4 |
Biobío |
Yungay |
29-Oct-21 |
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| Prime Energía |
San Javier etapa I |
Térmico |
25 |
Maule |
Constitución |
31-Dec-21 |
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| Prime Energía |
San Javier etapa II |
Térmico |
25 |
Maule |
Constitución |
31-Dec-21 |
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| Energía Eólica Los Olmos SpA |
Parque Eólico Los Olmos |
Eólico |
100 |
Biobío |
Mulchén |
29-Sep-21 |
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| AR PUELCHE SUR SpA |
PE Puelche Sur – Etapa 1 y Etapa 2 |
Eólico |
152.4 |
Los Lagos |
Frutillar |
30-Apr-22 |
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| Energía Eólica Mesamávida SpA |
Parque Eólico Mesamávida |
Eólico |
60 |
Biobío |
Los ángeles |
30-Dec-21 |
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| Wpd Duqueco SpA |
PE Lomas de Duqueco |
Eólico |
57.4 |
Biobío |
Los ángeles |
30-Mar-22 |
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| AR Alena SpA |
Parque Eólico Alena |
Eólico |
84 |
Biobío |
Los ángeles |
30-Sep-21 |
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| Wpd Malleco SpA |
Parque Eólico Malleco – Fase I |
Eólico |
135.1 |
La Araucanía |
Collipulli |
30-Oct-21 |
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| WPD Malleco SpA |
Parque Eólico Malleco – Fase II |
Eólico |
137.9 |
La Araucanía |
Collipulli |
30-Oct-21 |
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| Enel Green Power del Sur SpA |
Parque Eólico Renaico II |
Eólico |
144 |
La Araucanía |
Renaico |
30-Nov-21 |
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Total |
932.2 |
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agosto 17, 2021
Como es sabido por los distintos actores de la industria, con la dictación del Decreto N° 88 del Ministerio de Energía de fecha 8 de octubre de 2020, y cuya vigencia comenzó el 20 de noviembre del mismo año, se reemplazó el reglamento que hasta dicho momento se aplicaba a los medios de generación de pequeña escala (“PMGDs” y “PMGs”) y que se encontraba contenida en el Decreto Supremo N°244 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.
Uno de los aspectos más relevantes que se modificó con el nuevo reglamento, fue el referido al régimen estabilizado de precios, lo que sin duda ha generado un estancamiento de esta industria (más allá de aquellos que siguen corriendo hoy en día por quedar acogidos a las disposiciones transitorias del DS N° 88 y, por ende, al estabilizado de precios del DS N° 244).
No obstante lo anterior, esperamos que más temprano que tarde, el mercado internalice las nuevas condiciones, y los medios de generación de pequeña escala continúen jugando un papel relevante en la contribución hacia un sistema eléctrico más limpio y, en este sentido, nos parece relevante hacer presente una de las grandes dificultades que enfrentan los proyectos de PMGD, y que se refiere a la conexión a las redes de distribución.
La Ley General de Servicios Eléctricos consagra un régimen de acceso abierto para todos los sistemas de transmisión, con algunas particularidades, dependiendo si se trata de infraestructura de servicio público o dedicada. En dicho régimen, juega un aspecto central el Coordinador Eléctrico Nacional.
En materia de acceso a las redes de distribución y, especialmente en lo que se refiere a la regulación aplicable a los PMGDs, tanto el antes mencionado Decreto N°244 como el DS N°88, centran la solicitud del interesado directamente ante la respectiva empresa de distribución. Estimamos que este es el problema central del cual radican una serie de dificultades para el desarrollo de estos proyectos, relativas: por ejemplo, a la prórroga de la vigencia de los informes de criterios de conexión, los costos de conexión, ejecución de obras adicionales, entre otros, pues entregan a la empresa distribuidora el proceso de conexión completo de conexión, lo que conlleva, por cierto, espacios para la discrecionalidad de esta última.
Si pretendemos que esta industria siga creciendo en el tiempo, nos parece necesario un cambio estructural y dotar al régimen de acceso abierto de una nueva dimensión, incorporando expresamente normas de esta naturaleza para la conexión de los PMGD y, como se hizo en 2016 en la Ley N° 20.936, dotar al Coordinador de un nuevo rol en esta materia, radicando en dicha autoridad el otorgamiento de los informes de criterios de conexión o el instrumento que los reemplace al efecto. Ello debiera traer consigo nueva normativa que permitiría mejorar aspectos que aún con el DS 88 siguen siendo problemáticos y que tienen a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles con un exceso de carga de trabajo para la resolución de los reclamos que se ventilan ante la misma con motivo del desarrollo de estos proyectos. Si bien los problemas no se agotan en la relación con la empresa distribuidora, estimamos que sería un gran avance y reduciría de manera sustancial la conflictividad, como también la incertidumbre que muchas veces ocasiona la tramitación de estos permisos de conexión, en la forma hasta ahora regulada.
agosto 12, 2021 | Industria
Cuatro gremios que representan a desarrolladores de energías renovables enviaron una carta al biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, en la que le solicitan los cambios que se buscan realizar a la Norma Técnica sobre despacho de centrales GNL, especialmente para que se incorpore un mecanismo «mediante cual la condición de inflexibilidad tienda a ser eliminada en un plazo razonable y prudente».
Los firmantes de la misiva son la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol); la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) y la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec).
Los gremios piden que la eliminación del GNL inflexible busca «establecer un sistema que apunte a incentivar la adecuación de los contratos incorporando mayor flexibilidad en su colocación, y asimismo, aumentar la capacidad de almacenamiento de nuestro terminales, ya sea a traves de estanques On-Shore o buques de almacenamiento Off-Shore (FSU)».
Otra observación concordada por las asociaciones es ya existen la señales «económicas suficientes que permiten la adecuada interacción entre descarbonización, alta penetración de energías renovables y el respaldo requerido para que el sistema opere a niveles económicos y de seguridad», por lo que sostienen que una modificación a la inflexibilidad «no cambiará en nada el rol del GNL en el proceso de descarbonización, y tampoco impactará en situaciones de emergencia como la que atraviesa actualmente el sistema eléctrico, ya que, a nuestro entender».
También indican que los cambios que se presentan en el borrador de la Norma Técnica en esta materia no tiene «elementos que aseguren la excepcionalidad de la condición de inflexibilidad, los cuales hemos transmitido a la CNE en las observaciones de nuestras asociaciones».
«Desde el punto de vista de las asociaciones presentes, insistimos en que la aplicación de la NT GNL por parte del CEN adolece de importantes falencias en cuanto a trazabilidad y definición específica de los criterios que requiere para la ejecución de sus funciones, especialmente en lo que respecta a: Procesamiento de las solicitudes de inflexibilidad (Artículo 3-4). Preparación del “Estudio de proyección de generación de Unidades GNL” (Artículo 4-4). En consecuencia, solicitamos que la norma técnica incluya disposiciones que exijan expresamente la publicación de información que mejore la trazabilidad en esta materia y en que se defina un plan de auditorías periódicas al Coordinador Eléctrico Nacional instruidas por la SEC, que se inicie sobre los procesos que la NT GNL le encarga al CEN», se señala.
Además, los gremios plantean la necesidad de «mejorar los procesos y criterios utilizados en la programación de GNL para que todas las empresas coordinadas accedamos a la misma información en tiempo y forma».
Y se agrega: «Para cumplir este objetivo, es necesario que el CEN realice proyecciones periódicas del despacho eléctrico con unidades a GNL para que las empresas tomen las acciones pertinentes de nominación, y así apuntar al beneficio y a la seguridad del sistema. En consecuencia, una mejor regulación empezando por una buena NT nos permitirá manejar la incertidumbre que conlleva despachar GNL en un sistema con alta variabilidad hidrológica, un proceso de descarbonización en curso y con falta de almacenamiento para enfrentar rampas cada día más desafiantes. A todas luces, parece razonable incorporar metodologías de mínimo arrepentimiento en la nominación para cuantificar el impacto de la falta o sobra de GNL, y también se debe reconocer el valor real del Costo Variable del GNL cuando por razones excepcionales se fuerza su despacho».
agosto 10, 2021 | Industria
El académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, Humberto Verdejo, concurrió este lunes a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, donde planteó su visión sobre la nueva norma de GNL Inflexible, señalando que el proceso para la importación de GNL, cuya decisión de importación debe efectuarse con una importante anticipación respecto a cuando este gas será utilizado en el sistema, por lo que se realiza en base a proyecciones y valores esperados.
Por tanto, explicó, la compra del GNL se hace con plena incertidumbre respecto de las condiciones futuras del mercado, ya sea por las condiciones de hidrología, la demanda eléctrica o la variabilidad del viento y radiación solar horaria.
Cuestionamientos
Sobre la base de lo anterior, el expositor cuestionó que la propuesta de Norma Técnica considere que el Coordinador Eléctrico Nacional determine una cuota de GNL inflexible para cada empresa y para el año siguiente, puesto que el sistema presenta una alta incertidumbre incluso de una semana a otra, por lo que se está introduciendo un riesgo adicional a la decisión de compra del GNL que impondrá una restricción a la oferta disponible de GNL para todo el sistema.
Acto seguido Verdejo aclaró algunas afirmaciones que se han realizado en el marco de este debate, considerando que es un mito sostener que las empresas deciden unilateralmente cuanto es el GNL inflexible (existe un procedimiento a cargo del Coordinador) y señaló que si existen evidencias que las empresas manejan el costo marginal estas deben ser denunciadas a través de la institucionalidad vigente.
En cuanto a la solución a esta problemática, planteó que el uso del GNL debería efectuarse de manera similar a los embalses eléctricos, a través de una adecuada gestión de los recursos en el tiempo (concepto de costo de oportunidad). En efecto, sostuvo que en ambos casos existe plena incertidumbre respecto a escenarios futuros y ambos tienen una capacidad limitada de almacenamiento para su materia prima.
Como conclusión el expositor planteó que una correcta política pública debe beneficiar al sistema en su conjunto, que el establecimiento de estas restricciones desincentivará la importación de GNL y que una restricción de la oferta necesariamente conducirá a un aumento de los precios futuros (suscripción o renovación de contratos) que perjudicará a los consumidores.
Por último, mencionó que existen urgencias de corto plazo que se están verificando en el sistema, en las cuales el GNL es un insumo clave para la operación económica y seguridad del sistema.
