Ayer, en el evento denominado "Los Nuevos Desafíos de las ERNC en un Sistema Eléctrico Bajo en Emisiones, Ana Lía Rojas, directora de la compañía que brinda asesoría energética EnerConnex, invitó a que se tenga una profunda discusión sobre la efectividad del Impuesto Verde.
Este gravamen aplica sobre aquellos que generen 100 o más toneladas anuales de material particulado (MP), o 25.000 o más toneladas anuales de dióxido de carbono (CO2.
Pero el impuesto es de 5 dólares la tonelada de CO2 equivalente.
Para Rojas ese cargo es "inefectivo" para promover una disminución de las fuentes de energía contaminantes en Chile.
El concepto fue compartido por el resto de los integrantes del panel.
"Tenemos un Impuesto Verde de un valor sumamente discreto y no lo tenemos incorporado al costo variable del despacho del sistema eléctrico, cuestión que hace que difícilmente esto opere como un desincentivo para encarecer a aquellas tecnologías con emisiones", observó Rojas al tiempo que solicitó: "La herramienta tiene que ser perfeccionada.
Y, en ese sentido, la especialista señaló que si bien hay un interesante debate en Chile de cómo llegar a producir el hidrógeno verde más barato del mundo al 2030, el hecho de que no haya impuestos que acompañen la medida complica el arribo a la meta.
"Hay un consenso transversal de que sin un Impuesto Verde efectivo al desincentivo de las fuentes tecnológicas emitentes en el sistema eléctrico, el hidrógeno verde no va a tener cabida porque no se hará competitivo, primero, frente al hidrógeno gris (producido con gas)", indicó Rojas, al tiempo que precisó que ese fluido hoy cuesta entre 1 y 2 dólares el kilo. Buenas perspectivas, que requieren ajustes Antes de la intervención de Rojas, Darío Morales, Director de Estudios de ACERA, hizo un repaso del crecimiento de las renovables no convencionales dentro de la matriz de Chile, aclarando que este año será "excepcional" en esa expansión.
"En los primeros 4 meses del año se instalaron más de 1.500 MW de potencia renovable adicional a lo que había", destacó, al tiempo que precisó que entre 4 y 5 mil MW nuevos estarán ingresando en operaciones en los próximos 24 meses.
Explicó que ese crecimiento estará acompaña de un fuerte aumento en la demanda eléctrica, sobre todo estimulada por la producción de hidrógeno verde.
Morales detalló que el transporte de carga reemplazará el consumo de diésel en el 85% del parque vehicular de esta categoría, equivalente al 20% del consumo energético del área para 2030, 50% para 2040 y 70% para 2050.
En cuanto a los usos motrices en el sector industrial y minero, se reemplazará el uso motores diésel, alcanzando el 2% del consumo energético de esta área para el 2030, 10% para el 2040 y 20% para 2050.
Asimsimo, señaló que el reemplazo parcial del gas natural por hidrógeno verde requerirá un 5% más de producción de energía para 2040 y 7% más para 2050.
Esto imprime desafíos regulatorios, advirtió Morales.
Por un lado, organizar el mercado de la energía.
Los costos variables 0 de renovables o muy bajos necesitaría repensar cómo se transa la energía en el corto, mediano y largo plazo, indicó.
Como segundo elemento, puntualizó sobre cómo perfeccionar la remuneración de la capacidad de las centrales renovables, "teniendo en cuenta que, al contrario de lo que se pensaba hace mucho tiempo, las centrales renovables sí aportan confiabilidad de suministro, lo que sucede es que hay que estimarlas de una manera distinta a lo cual la regulación no está preparada para eso.
Como tercer elemento regulatorio, sostuvo, hay que profundizar y mejorar el mercado de servicios complementarios.
"En el fondo esto permite mantener un balance de cortísimo plazo entre la generación y la demanda.
Cuando tenemos fuentes variables como la eólica y la solar es absolutamente necesario que el sistema provea toda la energía necesaria para mantener este balance de demanda", indicó el Director de Estudios de ACERA.