Nueva norma de emisión tendrá efecto moderado en tarifas eléctricas

Alzas de al menos 3%, según especialistas, y con efecto de largo plazo, pero más certidumbre para los proyectos eléctricos y menor controversia ambiental, son algunos de los cambios que se prevén en la industria con la nueva normativa.;La Tercera 02 de enero de 2011.


Una serie de implicancias para la industria eléctrica tendrá la nueva norma de emisiones para las centrales termoeléctricas en Chile, que a inicios de diciembre aprobó el Consejo de Ministros (ver recuadro). Pero, estas exigencias podrían no ser definitivas, porque el gobierno estudia endurecer la normativa.

Alza acotada de costos

En el sector eléctrico creen que las nuevas exigencias ambientales se traducirán en costos más elevados de la energía, pero dicen que será un incremento acotado y que el impacto se sentirá más a largo plazo. “La norma implica tener centrales detenidas para hacer ajustes y, por ese efecto, los precios del mercado spot tenderán a subir”, afirma Sebastián Bernstein, socio de Synex.

Para Lodewijk Verdeyen, gerente general de E-CL, -controlado por GDF Suez-, “la norma, tarde o temprano, se traducirá en mayores precios para todos los usuarios”.

Las estimaciones de Eléctrica Guacolda, cuyos socios son AES Gener (50%) Copec (25%) y el grupo Von Appen (25%), hablan de un incremento del precio de la energía de entre 6% y10 %, dependiendo de la central (nueva o existente), “por un efecto combinado de alza de la inversión y del costo de operación”. Pero Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama, opina distinto. Según un estudio encargado a la consulta Valgesta, la norma elevará el costo inicial de inversión de centrales a carbón entre 4% y 6%, y el costo de operación en1,5%. “Entarifas, implicaráun alza alcliente residencial de no más de 3%”, dice. Bernstein coincide en que las tarifas podrían subir en torno a 3%.

En el gobierno desestiman ese efecto. “La norma que se presentó al Presidente, y que está evaluando, es razonable y realista para el sector. Estas normas no deberían tener mayor impacto en costos”, asegura el ministro de Energía, Ricardo Raineri.

Efecto a largo plazo

Quienes prevén alzas señalan que el impacto en las cuentas residenciales se sentiría a partir de 2020. “Las tarifas para los regulados ya están establecidas para los próximos 10 años. Cuando comiencen a vencer los contratos, la cuenta reflejará el aumento de costos”, señala Hugh Rudnick, académico de la U. Católica. Para los clientes industriales, el impacto será antes. “Un segmento importante de la industria y la mayor parte de la minería debieran empezar a sentir los efectos de mayores precios antes que los usuarios residenciales, en la medida que deban renovar sus contratos de suministro”, según María Isabel González, socia de la consultora Energética. Hay empresas que tienen contratos con vigencia de cinco años.

¿Cierre de centrales?

La preocupación mayor está en las centrales antiguas, dado que las nuevas normas de emisión podrían impactar la viabilidad técnico-económica de las empresas, “lo que obligaría a cerrar unidades”, dice González. También es el diagnóstico de E-CL. “Para una unidad de 60 MW, nuestra primera estimación es que los ajustes podrían significar la mitad del costo de inversión, con lo cual estamos evaluando si vale la pena o no hacer la inversión en una planta así o cerrarla”, agrega Verdeyen. Otro elemento a considerar será el espacio disponible de cada unidad para hacer la adaptación, agrega.

Certidumbre de proyectos

En el gobierno y en la industria eléctrica sí coinciden en un efecto favorable que tendrá la norma. “Ayudará a contener la oposición de las comunidades”, afirma LodewijkVerdeyen. “La norma dará más certeza a los proyectos, habrá menos cuestionamientos y menos judicialización. Las comunidades podrán estar tranquilas ante el desarrollo de proyectos que cumplan con estándares mundiales”, agrega Raineri.

En GasAtacama mencionan otro elemento positivo. “Pondrá a Chile a nivel mundial en estándares ambientalesyeso repercutirá favorablemente en la huella de carbono de nuestras exportaciones”, afirma Araneda.

Carbón sigue competitivo

La nueva norma no pondrá una lápida al carbón, aseguran los expertos. Ese combustible aumentó su peso en la matriz energética tras la crisis del gas argentino. A raíz del riesgo de suministro se activaron proyectos carboníferos que hoy suman 8.000 megawatts (más del 50% de la potencia instalada que tiene Chile).

“Estas plantas son más rápidas de instalar. Sigue siendo más barato generar con carbón que con gas natural licuado o diésel”, afirma Bernstein. “Seguirán desarrollándose proyectos a carbón, porque Chile no puede prescindir de esa fuente de generación, aunque tendremos que pagar un poco más por ella”, agrega Ramón Galaz, gerente general de Valgesta.

Centrales más grandes Para las eléctricas, la norma podría traducirse en proyectos más grandes. “Van a ser más grandes de ahora en adelante, porque para rentabilizar el mayor costo de inversión se tendrán que construir unidades de mayor tamaño”, apunta Verdeyen. Para Rudnick, “es probable que veamos desarrollos de mayor magnitud, porque la mayor certeza que ahora tendrán los proyectos y la menor controversia ambiental favorecerán iniciativas de otro tamaño”. Esa tendencia coincidirá, además, con el tamaño creciente del sistema eléctrico, dice.

0 Seguridad de suministro Las centrales termoeléctricas constituyen en la actualidad más del 50% de la capacidad instalada de generación eléctrica a nivel nacional. Considerando los plazos definidos en la norma y las paralizaciones necesarias a que tendrán que someterse las plantas antiguas, habrá un impacto para la operación del sistema eléctrico, advierte González. “Se necesitan entre tres y seis meses para hacer las adecuaciones tecnológicas. Si tenemos que mantener por ese tiempo las plantas detenidas, hay una alta probabilidad de que el sistema entre en estrés”, dice la consultora.   
 
Cómo se están preparando las empresas eléctricas

Las generadoras ya empezaron a realizar estudios para aterrizarlas inversiones que deberán concretar con la aplicación de la norma de emisión. En Guacolda calculan que toda la industria deberá invertir entre US$ 1.000 millones y US$ 1.400 millones para adecuar las tecnologías de las actuales centrales. E-CL, en tanto, estima que se deberán invertir entre US$ 50 millones y US$ 70 millones por planta.

Guacolda está trabajando con la japonesa Mitsubishi y en dos a tres semanas espera tener claridad sobre los ajustes.

A la generadora E-CL, en tanto, la asesora Tractebel Engineering. La firma invirtió US$ 15 millones en la central CTM1 en Mejillones (de 150 MW), para instalar filtros de manga para el material particulado. Estará a prueba por seis meses. Mientras, en etapa de análisis se encuentra Endesa para sus centrales Bocamina I y Taltal. En la eléctrica están actualmente evaluando los distintos equipos que deberán instalar.

LA NUEVA NORMA

Exigencias

Las centrales existentes deberán reducir en 75% el material particulado que emiten, en 80% el dióxido de azufre (SO2) y en 50% el óxido de nitrógeno (NOx). Las exigencias para nuevas centrales subirán a 99%, 96% y 80% en cada uno de esos contaminantes.

Plazos para adecuarse

Las centrales existentes tendrán un plazo de tres años para cumplir el límite de emisión de material particulado. El plazo para cumplir el SO2 y Nox es de cuatro años en zonas saturadas y latentes, y de cinco y seis meses para el resto.

Definición de centrales

Las existentes son las que estén operando o declaradas en construcción, con anterioridad al 31 de diciembre de 2010, inclusive. Las nuevas son las unidades cuya declaración en construcción sea a partir del 1 de enero de 2011.

Quedan eximidas

Aquellas turbinas de diésel o gas, entre 50 MW y150 MW, que operen menos de un 10% del tiempo en un año calendario, se eximen de cumplir el valor límite de emisión de Nox.

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