Sólo 90 fuentes fijas pagarán el impuesto verde

Un impacto más acotado de lo que originalmente se estimaba tendrán los denominados impuestos verdes en el sector eléctrico. El nuevo gravamen, que regirá desde 2017, contempla un impuesto anual tanto a las emisiones de CO2 como a contaminantes dañinos para la salud, entre estos el material particulado (MP), el óxido de nitrógeno (NOX) y dióxido de azufre (SO2), que provengan de fuentes conformadas por calderas o turbinas con una potencia térmica mayor o igual a 50 MW.

Aunque el gobierno cifró inicialmente en 500 las fuentes fijas que podrían pagar el nuevo tributo, la cifra se redujo a 150 cuando se dejaron fuera las fuentes que funcionan con biomasa, y tras la exclusión de hornos y fundiciones, finalmente el universo se acotó a 90 fuentes fijas, según cifras preliminares del Ministerio de Medio Ambiente. Sin embargo, “no todas las fuentes fijas pagarán este impuesto, ya que la carga impositiva dependerá del combustible que utilicen y de su lugar de emplazamiento”, explica Pablo Badenier, ministro de Medio Ambiente.

El impuesto para las fuentes fijas será de US$ 5 por tonelada y en el sector de generación en base a carbón, según estimaciones de la Asociación de Generadoras, esto se traducirá en un aumento de US$ 5 el MWh. “Esto es más o menos un 6% a 7% en el costo de producción”, explica René Muga, vicepresidente ejecutivo de la entidad (ver infografía).

Para el caso del gas natural, se estima un alza de US$ 2 a US$ 3 el MWh, lo que implicaría un aumento de hasta 1,5% en el costo.

Con este impuesto, el gobierno espera recaudar unos US$ 170 millones en régimen. Pero según información del Ministerio de Energía, a partir de 2023, este valor podría subir a US$ 250 millones, tomando en cuenta las nuevas unidades que comenzarán a funcionar según el plan de obras que realiza la Comisión Nacional de Energía.

Las eléctricas menos afectadas por el nuevo impuesto serán aquellas cuyos principales clientes sean los llamados “clientes libres” o grandes consumidores, a quienes les podrían traspasar el sobrecosto originado por el nuevo gravamen. Al contrario, las empresas que tengan mayores compromisos con consumidores regulados (clientes residenciales) deberán asumir el costo del mayor tributo, explica Alfredo Parra, analista de EuroAmerica. Añade que sólo en las próximas licitaciones de suministro, estimadas para más allá de 2020, se podrá traspasar este gravamen a los nuevos contratos.

A juicio de Muga, las emisiones de CO2 que hoy existen en el aire y que son producidas por las termoeléctricas, ya no se podrán rebajar más, dado que en el 2011, el sector invirtió US$ 1.000 millones para adecuarse a la nueva norma de emisiones. “Hoy no existe tecnología en el mundo que pueda disminuir esas emisiones, por lo tanto, este impuesto no busca rebajarlas”, indica.

Otro punto que complica al sector es la distribución que tendrá el valor del impuesto entre las eléctricas que retiren energía del sistema para cumplir con sus contratos. Esto, porque el proyecto establece que para no afectar al alza el valor de la energía, aquellas unidades térmicas ineficientes, que son las que marcan el costo marginal, que es el valor en que se transa la energía en el mercado, no pagarán el impuesto si el gravamen las hace estar por sobre el costo marginal.

Con esto, las compañías que generan energía renovable y que no generan emisiones, pero que producen a un costo mayor, tendrán que cancelar un porcentaje de este nuevo tributo, lo que Muga califica como “injusto”. Pacific Hydro, firma que tiene centrales hidroeléctricas de pasada en la VI Región, ha manifestado su preocupación al respecto.