MOVIMIENTO EN DEFENSA DEL MEDIO AMBIENTE

1. El anteproyecto de norma de emisión para termoeléctricas fundamenta los valores de emisión para los contaminantes material particulado (MP), dióxido de azufre (S02) y óxidos de nitrógeno (Nox) de acuerdo a la mejor tecnología.  De acuerdo a este principio, sería necesario exigir un valor igual o menor a 30 mg/m3 para MP tanto para nuevas y existentes, debido a que existe tecnología probada y disponible en el mercado para remover material particulado, de hecho actualmente se llega a concentraciones de hasta 10 mg/m3 en MP, como por ejemplo en Estados Unidos y Alemania,.  Además, como se sabe a nivel país existen varias zonas saturadas por este contaminante, como por ejemplo: el Concepción Metropolitano, Ventanas, Tocopilla, Valle Central de Rancagua, etc.  Por lo cual, se hace imprescindible prevenir y/o controlar las emisiones de MP.  ¿Por qué no se exige un valor menor o igual a 30 mg/m3 tanto para nuevas como existentes?

 

1. Para evaluar las reducciones de emisiones de material particulado (MP), dióxido de azufre (S02) y óxidos de nitrógeno (Nox) en el estudio AGIES de KAS Ingeniería y GEO Aire, se utilizó el modelo de calidad del aire CALMET-CALPUFF, ¿cuál es el objetivo de utilizar un modelo  de dispersión? ¿Por qué se utiliza este modelo? ¿Por qué no se utilizó el modelo ISC que se usó para evaluación de impacto  ambiental de las centrales termoeléctricas Los Robles? Se ha constatado en el expediente el estudio entregado por Guacolda y AES Gener, realizado pro Cifuentes han utilizado el modelo ISC, ¿es aceptable?

 

Cabe destacar que el modelo ISC3 fue objetado por la comunidad y ONGs del país, debido a que la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos, EPA, dejó de utilizar este modelo en Diciembre de 2005, según consta en la página WEB de esa agencia, e incluso ya no se permite ni se recomienda su uso.

 

¿Qué postura tiene la CONAMA frente al uso de este modelo (ISC) de Calidad del aire?

 

 

3. Debido a los múltiples efectos de las termoeléctricas a carbón y petróleo, debería exigirse un nivel de emisión de SO2 menor a 100 mg/m3 y de Nox menor a 50 mg/m3, ¿Por qué no se exige si existe tecnología disponible para alcanzar estos valores?.

 

Las emisiones de SO2 provocan graves problemas a la salud humana sobretodo a los adultos mayores y menores de edad, también está el impacto de la lluvia ácida sobre la flora y fauna de nuestro país.  Por otro lado, contaminantes como el Nox provocan efectos, entre los que destacan: la formación de ozono en la atmósfera lo cual afecta a la vegetación, la formación de nitratos, es decir aerosoles secundarios (MP2.5), y el NOX es considerado un gas invernadero (G).

 

Cabe señalar  que organismos internacionales como la OCDE recomienda reducir las emisiones de SO2 y ozono, señalando que es necesario proteger la salud pública y los recursos naturales.

Por otro lado, esta documentado las posibilidades de reducción de NOX a través de tecnología básica, como quemadores LOW NOX

 

Creemos que con la publicación de anteproyecto, el cual establece límites de Nox de 400 mg/m3 para plantas existentes y 200 mg/Nm3 para plantas nuevas, mediante un “buen análisis” de la operación de la planta termoeléctricas (principalmente respecto del tipo de carbón utilizado) y el uso de esta tecnología, se podrán obtener muy buenos resultados respecto de los niveles de emisión de Nox actuales.

 

 

4. ¿Por qué no se regula las emisiones de CO2? ¿cómo se reducirán las emisiones de gases invernaderos (GI)?.  ¿Cómo se abordarán las reducciones de GI en el sector energía, ¿incluye al sector de generación de térmicas a carbón y su aumento en los próximos años? .

 

5. Se reconoce que a nivel internacional y nacional hay un explosivo aumento de las térmicas a carbón, es así que de acuerdo al expediente, se indica que organizaciones privadas como el Clean Coal Center incentiva el usao de térmicas a carbón, siempre y cuando se incluyan tecnologías de control disponibles y probadas, con tal que reduzcan las emisiones de particulado y gases, ¿nuestro país tomará una dirección distinta?  ¿se dejará que una fuente existente siga funcionando emitiendo sin control? ¿se exigirá que reduzcan sus emisiones de MP y de SOX?.

 

La tecnología está probada y disponible, por ejemplo, desde 1998 la Guía del IFC (Corporación Financiera Internacional) del Banco Mundial ya indica un valor de 50 mg/m3 para las térmicas a carbón.  ¿Cuántas del parque existente posterior a la fecha 1998, cumplen con el valore de 50 mg/m3-N?

 

6. ¿Por qué en el parque hay centrales con más de 25/30 años de antiguedad?, ¿qué se puede inferir en cuanto a sus emisiones?.

 

7. Con respecto a las llamadas unidades de respaldo, ¿operan en caso de Black out?  ¿La política energética que está desarrollando el  ministerio de energía incentiva la entrada de centrales más eficientes y desincentivar a las más de ineficientes?  Se pide describir el caso de Laguna Verde, que se exige también que sea regulada (si percibe ingresos por potencia instalada, porque no se le puede exigir un mínimo comportamiento ambiental).

 

8. Apoyamos la regulación de metales, es más se pide listar todos los metales pesados que son emitidos por la combustión de carbón y que se sabe que al remover Hg logra también remover los otros metales.  ¿Qué pasa si no se regula metales pesados?.  El actual Gobierno y la  CONAMA están dispuestos a aceptar el pasivo que se genera si no se regulan los metales o se actuará como se ha realizado en el problema de Arica con Planes de Remediación, es decir, cuando el problema de metales es un hecho y es imposible restituir los efectos adversos de la población sometida a dosis a dosis acumulativas en el tiempo generación tras generación.

 

Además, de acuerdo a la propuesta de anteproyecto, se están considerando exigencias de equipos de control para reducir metales, las reducciones se logran a través de la reducción  de MP y SOX.

 

9. Apoyamos el valor propuesto de MP de 50 mg/m3-N para unidades a carbón existentes y para las nuevas 30 mg/m3-N basándose en el hecho que existe tecnología disponible y probada, que hay térmicas en el país que han logrado dichos valores y que se trata de un tema de contrato y la garantía de este entre el generador con el distribuidor de equipos de control asegurar los valores límites de emisión.

 

10. Nos parece adecuado colocar limites de emisión para centrales existentes y nuevas, sobretodo considerando como modelo la guía del banco mundial, que entrega financiamiento en la banca privada para este tipo de proyectos que se instalara en países en vías de desarrollo, ¿Por qué actualmente las plantas que se incorporaron al parque no cumplen con los valores de la guía 1998?.

 

11. Revisando el expediente, se constata que Guacolda y AES GENER han realizado un estudio para evaluar socialmente la norma, el estudio fue encargado al Dr. Cifuentes.  Analizando este estudio llama poderosamente la atención que no se utilizó un modelo eléctrico, para simular a largo plazo el efecto de la norma de emisión, sobretodo que el sistema funciona a costo marginal.  Por lo tanto, se duda de los resultados finales y de las conclusiones presentadas en el estudio.  Al respecto, cabe destacar que el estudio también descarta un escenario de norma de emisión como el de la Guía del IFC del Banco Mundial, ¿cómo es posible este resultado?.

 

Al respecto se debe considerar que normalmente en el sector eléctrico, se define el costo medio de operación (CMO) como aquel resultante exclusivamente de la operación de una central generadora, en el caso de una termoeléctrica se asocia a la suma de los costos variables de operación combustible y no combustible (CVO), en el caso de una central hidroeléctrica y eólica corresponde el costo de oportunidad de la venta de la energía.  El CMO no incluye los costos de servir la deuda de capital, precisamente esta es la diferencia con el CMT.  Si se asume que el consumo específico de una central es constante de CMO es igual al CVO, en Chile por lo general se asume como CVO utilizando el consumo especifico a carga máxima.

 

Las centrales serán despachadas solamente si el CMg de la energía es superior al CVO, por lo anterior, normalmente una central despachada tendrá un margen de operación positivo o igual a cero, en este último caso ser le conoce como la central marginal del sistema.  Existen casos particulares, asociadas normalmente a la seguridad de abastecimiento, en los cuales se despacha una central cuyo CVO es mayor que el CMg de la energía en la barra donde inyecta dicha central, las pérdidas operacionales se cubren con cobros adicionales a los agentes participantes, de forma que su margen de operación sea CERO.  Por lo tanto el CMg de venta de energía esta dado por el CVO de la central marginal del sistema (eventualmente pueden ser más de una, debido a las pérdidas de transmisión), este CMg es el que sirve de base para determinar  el Precio de Nudo de la Energía  PndEne) por parte de la CNE.

 

El costo medio total (CMT) se compara con el precio de venta monómico de la electricidad (PVM), el cual se calcula como los ingresos por venta de energía más los ingresos por venta de potencia divididos por la energía producida, es decir (CMg * Energía Producida + Precio Potencia * Potencia Suficiencia) / (Energía Producida).  El precio PVM se expres en US$/MWh, si este precio es superior al CMT, la central recupera tantos sus costos medios de producción (CMT) como sus costos de inversión, de lo contrario la central estará pérdida.

 

Por lo definido anteriormente, tenemos que el CVO de una termoeléctrica se relaciona exactamente con los costos de operación combustibles y no combustibles (NO CONSIDERADOS EN EL ESTUDIO DE CIFUENTES PARA AES GENER Y GUACOLDA) .  Para una hidroeléctrica su costo de oportunidad se define en función de vender hoya CMg la energía o venderla en el futuro al CMg esperado de la energía, llamado valor del agua (VA).  Si se puede almacenar el agua, el VA puede ser inferior, igual o superior al costo CMg de la barra de inyección, si nmo se puede almacenar el VA es cero.

 

El CMg de largo plazo de la energía se conoce como el valor esperado del previo de la energía que permite recuperar los costos de operación e inversión de la central marginal de largo plazo del sistema, descontados los ingresos por venta de potencia de suficiencia.

 

En general el abastecimiento de la demanda de un sistema eléctrico está sometido a variabilidad, la que podemos descomponer en estacionalidad y volatilidad,  La estacionalidad se relaciona con la forma esperada de la curva de carga de demanda existiendo una estacionalidad y volatilidad.  La estacionalidad se relaciona con la forma esperada de la curva de carga de la demanda, existiendo una estacionalidad horaria (madrugada, medio día, horas de punta, noche, etc.), una diaria (día de trabajo, sábado, lunes, domingos y festivos) y mensual (estacionalidad Climatológica). Lavolatilidad se relaciona con fallas intempestivas de unidades generadoras, desconexiones intempestivas de consumos, lluvia o pluviometría y los caudales afluentes u hidrologia. Esto NO fue CONSIDERADO EN EL ESTUDIO DE CIFUENTES PARA AES GENER GUACOLDA.

 

La existencia de variabilidad asociada tanto a la oferta (generación), como la demanda (consumo) da origen a que el parque óptimo (Inversión + Operación) se componga de un conjunto de centrales generadoras, las que se pueden clasificar como de base y de punta.

 

Dentro de las centrales de base, en general se encuentran las hidroeléctricas que se caracterizan por una alta inversión, aproximadamente entre 1.500 y 10.000 US$/KW y un costo de operación prácticamente cero, el agua no tiene costo directo o variable. También están las centrales termoeléctricas carboneras que tienen un costo de inversión de aproximadamente entre 2.000 y 3.000 US$/KW, con costo de operación de 40 US$/MWh (carbón a 100 US$/ton); las centrales de gas natural de ciclo combinado de aproximadamente entre 800 y 1.000 US$/kW con costo de operación de 80 US$/MWh (con costo del gas natural de 10 US$/Mbtu-Pci. Además, tenemos centrales eólicas, solares, nucleares, geotérmicas, etc., con costo de inversiones altos y bajos costos de operación.

 

Dentro de las centrales de punta se encuentran las centrales térmicas del ciclo abierto con combustible del tipo diesel o gas natural, estas centrales tienen costos de inversión entre 500 y 800 US$/kW y un alto costo de operación de 120 a 200 US$/MWh dependiendo del tipo de combustible (Gas Natural a 10 US$/Mbtu-Pci y Diesel a 18 US$/Mbtu-Pci aproximadamente).

 

El plan óptimo de generación está compuesto por una combinación de centrales de base y punta de distintos tipos. De forma que las centrales con alto costo de inversión y bajo costo de operación abastezcan la parte de la demanda no sometida a variabilidad, la parte estacional será abastecida por centrales del tipo ciclo combinado y embales con capacidad de regulación estacional, la parte volátil del abastecimiento, es abastecida por centrales de ciclo abierto y embalses con capacidad interanual de regulación.

 

12. Con respecto a la Tarifa a los Clientes:

 

Cabe destacar que la Comisión Nacional de Energía establece la tarifa a los clientes residenciales a través de la función de costo y proyección de la demanda, se sabe que desde el año 2004 el informe de precio nudo considera el costo de inversión de los equipos de abatimiento, en el costo de inversión de las nuevas termoeléctricas, por lo cual, ya está incluido este costo en la tarifa que estamos pagando desde el 2004 los clientes residenciales. Por ello las centrales existentes están ya percibiendo este beneficio desde el 2004 pese a no haber realizado estas inversiones, lo anterior en el supuesto que los contratos con clientes libres se han adaptado a esta nueva realidad del mercado que debieron internalizar el año 2004. Si consideramos que la norma entra en vigencia el año 2012 existiría un intervalo de 8 años para que los generadores en su función de comercializadores adaptaran los contratos con clientes libres, ya que los contratos con clientes regulados son a precio de nudo y este ya desde el año 2004 reconoce la existencia de equipos de abatimiento.

 

Por lo mensionado anteriormente, la única forma que los generadores no pueden recuperar estas nuevas inversiones, seria asociado a contratos con clientes libres que tengas vigentes a mas de 8 años a partir del 2004 reconoce la existencia  de equipos de abatimiento.

 

Por lo mencionado anteriormente, la única forma que los generadores no pueden recuperar estas nuevas inversiones, sería asociado a contratos con clientes libres que tengas vigentes a más de 8 años a partir del 2004.  Este análisis no considera la aplicación de la banda de precios de clientes libres en la tarifa regulada, ni los contratos licitados recientemente, probablemente a partir del año 2004 el efecto de la banda de clientes libres en los precios regulados es muy bajo y los contratos licitados, deberían incluir en el precio de licitación la inversión en equipos de abatamiento, ello dado que el precio techo de las mencionadas licitaciones, incorpora en su determinación financiamiento de este tipo de inversiones, según informe técnico definitivo de la CNE a partir del años 2004, es decir desde el año 2004 el mercado ha internalizado este tipo de inversiones, directa o indirectamente en la tarifa de electricidad.

 

Además, si consideramos la forma de tarificar, no solamente de centrales termoeléctricas, que deberán en un futuro invertir en este tipo de equipamiento se han visto beneficiadas de la incorporación de equipos de abatamiento por parte de la CNE, debido al necesario aumento del CMg de largo plazo para poder financiar estas inversiones, sino que las centrales hidroeléctricas existentes se han beneficiado de este aumento del CMg de largo plazo, lo que ha permitido aumentar su margen de operación, suponiendo que no han cambiado sus costos, mejorando la rentabilidad esperada, lo que indicaría que habría mejorado su rentabilidad esperada, determinada al momento de decidir la inversión.