INTRODUCCIÓN

La contaminación atmosférica es un grave problema que afecta al área de Concepción Metropolitano. Esta zona fue declarada como Zona Saturada el año 2015 debido a las altas concentraciones de partículas con diámetro aerodinámico menor a 2.5 μm (MP_2.5). Por ello, actualmente se desarrolla un plan de descontaminación para MP_2.5 teniendo como principales fuentes emisoras la combustión de leña para calefacción domiciliaria y procesos de combustión de fuentes fijas.

Estudios recientes de simulación de regulaciones ambientales realizados en esta zona de Chile han abordado opciones de regulación y cambio de combustibles para reducir las emisiones industriales de MP_2.5 (^{Mardones y Jiménez 2005}, ^{Mardones et al. 2015}). Sin embargo, estos estudios no han considerado en su análisis a los precursores de este contaminante: el dióxido de azufre (SO₂) y el óxido de nitrógeno (NO_X).

En este sentido, el presente trabajo tiene por objetivo cuantificar las externalidades positivas que se generan al introducir un combustible limpio como el gas natural, el cual permitiría reducir las emisiones de MP_2.5 de forma directa e indirectamente a través de la reducción de sus precursores SO₂ y NO_X. Este es un aspecto que no ha sido estudiado previamente y que, además, permite reforzar la justificación de subsidios para el uso de combustibles limpios como el gas natural en zonas con altas concentraciones de MP_2.5.

Una de las opciones que tienen las fuentes industriales para reducir emisiones y cumplir con las normativas para así evitar multas, sanciones, cierre de operaciones o demostrar que están conscientes de proteger el ambiente, es el uso de tecnologías de abatimiento. Con base en criterios técnicos se consideran tres tipos de sistemas adecuados para la reducción de MP_2.5, los cuales corresponden al precipitador electrostático, al lavador Venturi y al filtro de mangas.

Otra alternativa para reducir emisiones es el cambio de procesos industriales a combustibles más limpios como el gas natural, cuya oferta se ha incrementado en la zona bajo estudio a partir de la instalación en 2010 de una planta de regasificación, la que permite actualmente el transporte de gas natural licuado mediante camiones. El costo total del proyecto ascendió a 45 millones de dólares americanos, con una capacidad inicial de la planta de 600 000 m³/d de gas natural. El combustible inicialmente se utilizó para los procesos de una refinería de petróleo, llamada Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) que es la dueña del proyecto. A partir del año 2015 se amplió la capacidad a 650 000 m³/d y se comenzó a vender un 23 % a clientes industriales¹. Sin embargo, también se ha estudiado la viabilidad del aumento de la capacidad de la planta al doble, buscando con esto poder suplir parte de la demanda de gas natural licuado (GNL) del sector industrial. Además, ha surgido la opción de acceder a mayor volumen de gas natural y más barato, a través de un proyecto de inversión privada (empresa Biobiogenera), la cual considera la construcción de un terminal regasificador en la zona (puerto de Lirquén)².

Cabe señalar que la adopción al gas natural ya ocurrió en la zona de estudio cuando existía una amplia oferta a través de la importación de este combustible desde Argentina a fines de los años 90. Sin embargo, debido a la crisis del gas en Argentina en 2004, se recortaron los envíos a Chile, produciendo una brusca reducción de la oferta, lo que obligó a las grandes industrias a buscar sustituto. Actualmente, la oferta disponible de gas a una pequeña fracción de la demanda industrial se comercializa a precios relativamente elevados respecto a otros combustibles alternativos (Fig. 1), pero si se concreta la instalación de un terminal regasificador en el puerto de Lirquén el valor del GNL podría reducirse³.

Fig. 1 Precios de los combustibles en dólares EUA por millón de unidades térmicas británicas (BTU). Fuente: Elaboración propia con base en el gasto en combustibles de la Encuesta Nacional Industrial Anual (ENIA) y variaciones en componentes energéticos del índice de precios al productor del Instituto Nacional de Estadísticas (INE) 

Con base en estos antecedentes surge la motivación para desarrollar este trabajo, el cual busca mostrar que introducir un combustible limpio como el gas natural en zonas con regulaciones ambientales por MP_2.5 puede generar de forma indirecta externalidades positivas por la reducción de sus precursores SO₂ y NO_X. Estas externalidades se pueden cuantificar económicamente ya que ambos contaminantes también están regulados a nivel nacional a través de normas de emisión para calderas industriales nuevas y existentes⁴.

Específicamente, en este estudio se simulan dos regulaciones ambientales alternativas para el MP_2.5: la aplicación de un sistema de permiso de emisiones transables (SPET) y un estándar de emisión. Las opciones para alcanzar la reducción de emisiones de las fuentes industriales incluyen la instalación de tecnologías de abatimiento para MP_2.5 o el cambio a un combustible limpio como el gas natural (ante una eventual mayor disponibilidad).

REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA

MATERIALES Y MÉTODOS

Datos de emisiones de fuentes industriales

Las emisiones de los contaminantes MP_2.5, SO₂ y NO_X de un total de 533 fuentes industriales del Concepción Metropolitano fueron extraídas del inventario de emisiones elaborado por UDT-Proterm (2011) para el Ministerio del Medioambiente. Estas fuentes industriales aportan según este registro 2186 t/año de MP_2.5, 15 276 t/año de SO₂ y 8134 t/año de NO_X. Las emisiones industriales de MP_2.5 representan un 20.6 % del total, mientras un 70.1 % es aportado por fuentes residenciales por combustión de leña para calefacción⁶. En el cuadro I se presentan las emisiones agregadas por tipo de combustible utilizado.

CUADRO I EMISIONES AGREGADAS DE FUENTES INDUSTRIALES POR TIPO DE COMBUSTIBLE (T/AÑO) 

Fuente: Elaboración propia con base en el inventario de emisiones ^{UDT-Proterm (2011)}

De las 533 fuentes de emisión existen 94 fuentes que no utilizan combustible, es decir, son procesos sin combustión, 41 para las cuales no se puede identificar el combustible, 40 utilizan algún combustible aprovechando otros procesos que desarrolla la fuente industrial, 19 fuentes utilizan carbón, 67 utilizan leña, 72 utilizan petróleo núm. 2, 68 utilizan petróleo núm. 6, 18 utilizan petróleo núm. 5 y 94 hacen uso de gas natural.

Las fuentes industriales que consumen leña y carbón aunque son menos numerosas comparadas con las que consumen petróleo, generan la mayor cantidad de emisiones de los contaminantes bajo estudio. El 40.3 % de las emisiones de material particulado fino son generadas por fuentes que ocupan leña como combustible. El 45.5 % de las emisiones de SO₂ son generadas por las fuentes que consumen carbón, las cuales también emiten un 29.8 % de las emisiones de NO_X. Además, las fuentes que utilizan petróleo núm. 5 y núm. 6 tienen una presencia importante en las emisiones de los contaminantes considerados (18.8 % de las emisiones de MP_2.5, 30.3 % de las emisiones de SO₂ y 24.6 % de las emisiones de NO_X).

Tecnologías de abatimiento, eficiencias y costos

Las tecnologías de abatimiento técnicamente factibles de utilizar en las fuentes del Concepción Metropolitano para reducir sus emisiones de MP_2.5 son: lavador Venturi, filtro de mangas y precipitador electrostático. Otra opción para reducir las emisiones es que las fuentes realicen una sustitución hacia un combustible más limpio lo cual también reduciría a sus precursores (SO₂ y NO_X). Para ello, las fuentes industriales que utilizan carbón o leña como combustibles deberían instalar calderas a gas natural, mientras que las fuentes industriales que utilizan combustibles líquidos (petróleo núm. 2, núm. 5 o núm. 6) deberían instalar un quemador dual si es que no lo poseen.

Las funciones de costo para cada tecnología de abatimiento, que dependen de las emisiones de cada fuente (E _f ) y de la tasa de emisión entre MP₁₀ y MP_2.5 (t _f ^MP10/MP2.5 ), son las mismas utilizadas por ^{Mardones y Jiménez (2015}). Por otra parte, ^{Mardones et al. (2015)} reportan una función de costo anualizado para la instalación de una caldera a gas natural y una función de costo anualizado para la instalación de un quemador dual, las cuales dependen de la potencia de la caldera (PotMW _f ) (Cuadro II).

CUADRO II FUNCIONES DE COSTO DE LAS TECNOLOGÍAS DE ABATIMIENTO PARA MP_2.5 

Fuente: ^{Mardones y Jiménez (2015}) y ^{Mardones et al. (2015)}

La eficiencia de cada una de las tecnologías de abatimiento analizadas se presenta en el cuadro III.

CUADRO III EFICIENCIA DE LAS TECNOLOGÍAS DE ABATIMIENTO PARA MP_2.5 

Fuente: Cooper y Alley (2002), ^{USEPA (2009)}

Por otra parte, si las fuentes deciden realizar la sustitución de combustible, además de la inversión en calderas, deben enfrentar un diferencial de costos de operación asociado al diferencial del precio del combustible actual respecto al precio del gas natural. Tal como se aprecia en la figura 1 los precios (en millón de BTU, MMBTU) de la mayoría de los combustibles han evolucionado de forma similar a través del tiempo. Sin embargo, en los últimos años, a diferencia de la tendencia internacional en el mercado de los combustibles, el precio del gas natural ha tenido un comportamiento distinto debido a las restricciones de oferta que son particulares a la zona de estudio.

Debido a que la decisión de adoptar nuevas tecnologías de abatimiento o sustitución de combustible es una evaluación de largo plazo, se decide utilizar el precio promedio de los combustibles de los últimos cinco años para realizar las simulaciones de los escenarios regulatorios y, además, para reflejar la variabilidad en estos precios también se presentan los resultados de las simulaciones considerando los precios mínimos y máximos en el periodo analizado (Cuadro IV). Cabe notar que en las simulaciones se sensibilizaron los precios del gas natural y también el precio de los otros combustibles debido a la alta correlación que presentan cuando están en valores máximos o mínimos.

CUADRO IV PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES EN DÓLARES EUA POR MILLÓN DE UNIDADES TÉRMICAS BRITÁNICAS (BTU, por sus siglas en inglés) 

Fuente: Elaboración propia con base en el gasto en combustibles de la Encuesta Nacional Industrial Anual (ENIA) y variaciones en componentes energéticos del Índice de Precios al Productor del Instituto Nacional de Estadísticas (INE)

En el caso de aquellas fuentes de emisión que les resulta factible realizar un cambio del combustible actual a gas natural se calculó, a partir de factores de emisión por tipo de combustible, la reducción que generaría este cambio sobre las emisiones de MP_2.5, pero también la reducción en la emisión de sus gases precursores NO_X y SO₂. Estimando las externalidades a partir los costos en que eventualmente las fuentes tendrían que incurrir con tecnologías de abatimiento específicas para reducir las emisiones de ambos contaminantes si no realizaran el cambio a gas natural. Cabe destacar que el Anteproyecto del Plan de Prevención y Descontaminación de la Contaminación por MP₁₀ del Concepción Metropolitano (que no alcanzó a ser implementado dado que antes entró en vigencia la norma para MP_2.5 a nivel nacional), proponía una reducción de las emisiones de SO₂ para las grandes megafuentes industriales existentes y para las nuevas fuentes industriales una compensación en un 100 % de las emisiones de MP_2.5, además, señalaba que la compensación de las emisiones de SO₂ y NO_X se evaluaría en las futuras actualizaciones del Plan.

A partir de los manuales de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (^{USEPA 2009}) y de estudios técnico económicos se recopiló información sobre costos anualizados de quemadores: bajos en NOx-low NO_X (LNB) y de reducción selectiva catalítica-selective catalytic reduction (SCR). Ambas tecnologías permiten la reducción de emisiones de NO_X, así como los sistemas de desulfuración de gases de combustión-wet scrubber flue-gas desulfurization (FGD) que permiten reducir emisiones de SO₂. Luego, se relacionaron los costos anualizados para diferentes niveles de reducción de emisiones, obteniendo las estimaciones para las funciones de costos que se presentan en el cuadro V.

CUADRO V FUNCIONES DE COSTO DE LAS TECNOLOGÍAS DE ABATIMIENTO PARA NO_X Y SO₂ 

Fuente: Elaboración propia con base en ^{USEPA (2009)} y estudios técnico económicos. Nota: Errores estándares entre paréntesis

Así, para valorizar las externalidades asociadas a la reducción de NO_X y SO₂ se considera el ahorro de costos en los cuales se incurriría si se instalara una tecnología alternativa (LNB, SCR o FGD) para generar una reducción de emisiones de igual magnitud que la que permite la sustitución a gas natural. Como las funciones de costos estimadas son cuadráticas para LNB, SCR y FGD, sus correspondientes curvas de costos marginales de abatimiento son lineales con pendiente negativa, por ello los costos medios por tonelada reducida de NO_X y SO₂ caen a niveles de reducción mayores.

Modelación de un SPET versus un instrumento de comando y control

Para considerar diferentes escenarios de regulación ambiental y disponibilidad de gas natural se utiliza un modelo de programación no lineal que representa esta situación. Específicamente, un SPET se basa en definir una meta agregada de emisiones, permitiendo que las fuentes puedan vender exceso de reducciones si tienen costos de abatimiento bajos con otras fuentes, que por tener costos de abatimiento altos, prefieren adquirir estas reducciones de emisiones en el mercado. Por otra parte, un instrumento de comando y control, como un estándar de emisiones, exige una meta de reducción común a cada fuente.

La notación utilizada en el modelo es la siguiente:

f	Representa las fuentes que no pueden optar por sustituir su combustible actual por gas natural.
f’	Representa las fuentes que utilizan combustibles sólidos como carbón o madera y que pueden sustituir su combustible actual por gas natural si cambian sus calderas.
f’’	Representa las fuentes que utilizan combustibles líquidos y que pueden sustituir su combustible actual por gas natural si instalan quemadores duales.
t	Representa las tecnologías de abatimiento (lavador Venturi, precipitador electrostático, filtro de mangas y ninguna), cada una de estas tecnologías tiene distinta eficiencia de reducción de emisiones de MP2.5.
g’	Representa las sustituciones de combustibles sólidos a gas natural, cada una de estas sustituciones tiene distinta eficiencia de reducción de emisiones.
g’’	Representa las sustituciones de combustibles líquidos a gas natural, cada una de estas sustituciones tiene distinta eficiencia de reducción de emisiones.
X f,t	Variable binaria que determina si una fuente de tipo f utiliza una alternativa de tipo t para la reducción de emisiones.
X f’,t	Variable binaria que determina si una fuente de tipo f’ utiliza una alternativa de tipo t para la reducción de emisiones.
X f’’,t	Variable binaria que determina si una fuente de tipo f’’ utiliza una alternativa de tipo t para la reducción de emisiones.
Y f‘,g’	Variable binaria que determina si una fuente de tipo f’ utiliza una alternativa de tipo g’ para la reducción de emisiones.
Y f‘’,g’’	Variable binaria que determina si una fuente de tipo f’’ utiliza una alternativa de tipo g’’ para la reducción de emisiones.
CT f,t	Costo en dólares americanos por utilizar una alternativa de tipo t para una fuente tipo f (Cuadro II).
CT f’,t	Costo en dólares americanos por utilizar una alternativa de tipo t para una fuente tipo f’.
CTf’’,t	Costo en dólares americanos por utilizar una alternativa de tipo t para una fuente tipo f’’.
CG f’,g’	Costo en dólares americanos por utilizar una alternativa de tipo g’ para una fuente de tipo f’.
CG f’’,g’’	Costo en dólares americanos por utilizar una alternativa de tipo g’’ para una fuente de tipo f’’.

Estos dos últimos costos dependen del precio del combustible que se sustituye y el precio del gas natural, además del costo anualizado de la caldera (Caldera _{f',g'} ) o quemador dual (Quemador _{f'',g''} ) que se requiera instalar. Las fórmulas para ambos costos son las siguientes, siendo c el combustible que se va a sustituir por gas natural:

En donde D representa la disponibilidad de gas existente, la cual determina la cantidad posible a sustituir. Consumo _c indica el consumo del combustible c en MMBTU que será sustituido por el gas natural.

Considerando todo lo anterior la función objetivo es de la siguiente forma:

Sujeta a las siguientes restricciones:

(i)

(ii)

Las restricciones (i), (ii) y (iii) indican que cada tipo de fuente debe escoger sólo una alternativa de reducción de emisiones.

Para estudiar un SPET al modelo detallado anteriormente se le agrega la restricción (iv). En el caso de analizar un estándar de emisiones la restricción (iv) se cambia por las restricciones (v), (vi) y (vii), las cuales indican que todas las fuentes deben reducir en un mismo porcentaje sus emisiones. La notación utilizada en las restricciones (iv), (v), (vi) y (vii) se detalla a continuación:

E f	Representa las emisiones de MP2.5 en ton/año de una fuente de tipo f.
E f ’	Representa las emisiones de MP2.5 en ton/año de una fuente de tipo f’.
E f ’’	Representa las emisiones de MP2.5 en ton/año de una fuente de tipo f’’.
R f,t	Representa la eficiencia de reducción de emisiones para MP2.5 de una alternativa de tipo t para una fuente de tipo f.
R f’,t	Representa la eficiencia de reducción de emisiones para MP2.5 de una alternativa de tipo t para una fuente de tipo f’.
R f’’,t	Representa la eficiencia de reducción de emisiones para MP2.5 de una alternativa de tipo t para una fuente de tipo f’’.
R f’,g’	Representa la eficiencia de reducción de emisiones para MP2.5 de una alternativa de tipo g’ para una fuente de tipo f’.
R f’’,g’’	Representa la eficiencia de reducción de emisiones para MP2.5 de una alternativa de tipo g’’ para una fuente de tipo f’’.
M	Representa el porcentaje de la meta para la reducción de emisiones de MP2.5.

(iv)

(v)

(vi)

(vii)

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Para poder obtener el costo total de un SPET y compararlo con un estándar de emisiones se realizaron diferentes simulaciones de escenarios que imponen porcentajes de disponibilidad de gas natural y porcentajes de meta de reducción para todas aquellas fuentes que tenían factibilidad técnica para instalar una tecnología de abatimiento o cambio de combustible.

En el cuadro VI se observa que al aumentar la disponibilidad de gas natural los costos totales del SPET disminuyen. Además, para regulaciones que exijan hasta 80 % de reducción de emisiones de MP_2.5 se obtendría un ahorro de costos, el cual se genera porque el precio promedio del gas natural en MMBTU es más bajo que el precio del petróleo núm. 2 y núm. 5. En consecuencia, ante una eventual mayor disponibilidad de gas natural las fuentes industriales que utilizan estos dos combustibles líquidos se cambiarían incluso sin exigencia de regulación. El ahorro máximo ocurre cuando existe un 100 % de disponibilidad de gas sin exigencia de reducción, llegando a 47.4 millones de dólares americanos. Con una meta del 95 % de reducción los costos totales del SPET con o sin disponibilidad de gas son similares y cercanos a los 30 millones de dólares, ya que para esa meta de reducción la sustitución de combustible no es una opción factible y las fuentes industriales deben optar por tecnologías de abatimiento.

CUADRO VI COSTOS DE REDUCCIÓN DE EMISIONES DE UN SISTEMA DE PERMISOS DE EMISION TRANSABLES (SPET) BAJO DIFERENTES ESCENARIOS PARA CONCEPCIÓN METROPOLITANO (MILLONES DE EUA$) 

Fuente: Elaboración propia. Nota: Los valores entre corchetes corresponden al caso en que se realizan las simulaciones utilizando los precios mínimos o máximos de los combustibles

En el cuadro VII se muestra el costo total de un estándar de emisiones, el cual exige una reducción porcentual de emisiones pareja entre las distintas fuentes emisoras.

CUADRO VII COSTOS DE REDUCCIÓN DE EMISIONES DE UN ESTÁNDAR BAJO DIFERENTES ESCENARIOS PARA CONCEPCIÓN METROPOLITANO (MILLONES DE DÓLARES EUA) 

Fuente: Elaboración propia. Nota: Los valores entre corchetes corresponden al caso en que se realizan las simulaciones utilizando los precios mínimos o máximos de los combustibles

Al igual que en el caso anterior, con un estándar de emisiones se observa que si existiera una mayor disponibilidad de gas natural, los costos disminuirían llegando en algunos casos a generar ahorro de costos pero sólo hasta metas de 60 % de reducción. Por otra parte, se observa que mientras aumenta la meta de reducción son mayores los costos, llegando a 34.6 millones de dólares cuando la meta es de un 95 % y no existe disponibilidad de gas.

También se puede observar que los costos totales aumentan en forma importante en la medida que se incrementa el porcentaje de reducción exigido por el estándar de emisiones. Estos costos mayores se explican porque a todas las fuentes se les exige el mismo porcentaje de reducción, por el contrario, bajo un SPET las fuentes que reducen son las que tienen menores costos marginales de reducción.

Utilizando los valores de los precios promedio para los diferentes combustibles bajo una completa disponibilidad de gas natural, se observa que con un SPET se pueden cumplir metas cercanas a 80 % sin que se incurra en costos totales positivos, mientras en el caso de un estándar se pueden cumplir metas cercanas a 60 % sin incurrir en costos totales. Sin embargo, independientemente de la meta regulatoria el cambio a gas natural no se realizaría si se consideran en las simulaciones los precios mínimos de todos los combustibles (Cuadro V), ya que en este caso los precios relativos del petróleo respecto al gas natural son demasiado bajos, por lo cual es más conveniente para las fuentes reguladas seguir usando el mismo combustible e instalar tecnologías de abatimiento. Esta situación se revierte si se consideran los precios máximos de los combustibles, ya que los precios relativos del petróleo respecto al gas natural son similares a los registrados cuando se utilizan los precios promedio de los últimos cinco años.

A pesar de la variabilidad de los precios de los combustibles, estos resultados reflejan la importancia de tener disponibilidad de gas natural en zonas industrializadas con problemas de contaminación ambiental por MP_2.5. Para detallar más este punto, en el cuadro A.I del Anexo se presentan los cálculos de cuáles serían los requerimientos de gas natural en m³/d considerando los precios promedios, mínimos y máximos. Estos requerimientos de gas natural son similares para ambos escenarios regulatorios, y en el caso de precios máximos y promedio considerando metas de reducción hasta 80 %, se requeriría incrementar a un poco más del doble la capacidad de gas natural actualmente existente en la zona. Esto es bastante factible considerando los proyectos de inversión que están próximos a materializarse. Por otra parte, en el cuadro A.II del Anexo se calculó cuál sería la capacidad de gas natural requerida de tal modo que los costos totales de la regulación fueran igual a cero. Para el caso de los precios promedio sólo se requeriría de una capacidad instalada igual o menor a 130 mil m³/d para regulaciones menores a 60 %. En el caso de precios máximos se requeriría una capacidad instalada igual o menor a 122 m³/d para regulaciones menores a 60 %, mientras que en el caso de precios mínimos ninguna capacidad instalada permitiría alcanzar costos totales iguales a cero si existen exigencias regulatorias mayores a 0 %.

Por otra parte, en el momento en que sean exigibles normas de emisión para los precursores de MP_2.5, las fuentes industriales que consumen combustibles alternativos, en particular petróleo, leña y carbón, deberían adoptar medidas de abatimiento, no sólo para MP_2.5 sino que también para los contaminantes SO₂ y NO_X, que involucrarían inversiones y costos adicionales, lo cual sería otra razón para utilizar combustibles limpios como el gas natural. Así, cabe destacar la importancia económica y ambiental de la externalidad de cambiarse a gas natural.

El cuadro VIII muestra la cantidad de emisiones reducidas y los ahorros de costos de abatimiento para NO_X y SO₂ para distintas disponibilidades de gas natural bajo un SPET.

CUADRO VIII ESTIMACIÓN AHORRO DE COSTOS DE TECNOLOGÍAS DE ABATIMIENTO PARA NO_X Y SO₂ DE UN SISTEMA DE PERMISOS DE EMISIÓN TRANSABLES (SPET) PARA MP_2.5 

Fuente: Elaboración propia. Nota: Los valores entre corchetes corresponden al caso en que se realizan las simulaciones utilizando los precios mínimos o máximos de los combustibles

Bajo una disponibilidad de 100 % de gas natural y metas de reducción hasta 80 %, las emisiones de SO₂ se ven reducidas en 4358 toneladas, lo que representa un 28.5 % de las emisiones totales de este contaminante según el inventario de emisiones, con un ahorro potencial de 4.2 millones de dólares. Para los mismos escenarios las emisiones de NO_X se ven reducidas en 1652 toneladas, que representan un 20.3 % de las emisiones totales de este contaminante, con un ahorro de 2.6 millones de dólares. Sin embargo, si en las simulaciones se utilizan los precios mínimos, estas externalidades positivas desaparecen ya que las fuentes no sustituirían sus combustibles más contaminantes. Por el contrario, si se utilizan los precios máximos los beneficios económicos por reducción de SO₂ y NO_X se elevan a más del doble.

El cuadro IXmuestra la cantidad de emisiones reducidas y los ahorros de costos para NO_X y SO₂ para distintas disponibilidades de gas natural bajo un estándar de emisiones. Si se consideran los precios promedio de los combustibles, en este esquema regulatorio las externalidades positivas se van reduciendo en la medida que la meta regulatoria es más exigente ya que la sustitución de combustibles sólo puede ser viable para cumplir metas relativamente bajas. Al igual que en el caso del SPET, los beneficios por la reducción de los precursores del MP_2.5 desaparecen si se utilizan los precios mínimos de los combustibles y se incrementan si se utilizan los precios máximos.

CUADRO IX ESTIMACIÓN AHORRO DE COSTOS DE TECNOLOGÍAS DE ABATIMIENTO PARA NO_X Y SO₂ DE UN ESTÁNDAR DE EMISIONES PARA MP_2.5 

Fuente: Elaboración propia. Nota: Los valores entre corchetes corresponden al caso en que se realizan las simulaciones utilizando los precios mínimos o máximos de los combustibles

Finalmente, es importante discutir cómo cambian los escenarios mostrados para la simulación del SPET y el estándar de emisiones cuando se agregan las externalidades generadas por la disminución de los gases precursores del material particulado fino. Los resultados muestran que los ahorros de costos asociados a la disponibilidad y uso de gas natural en zonas industriales con problemas de contaminación pueden ser subrepresentados al no considerar las externalidades positivas producto de la disminución en las emisiones de SO₂ y NO_X. Por ejemplo, en el caso de un SPET con una exigencia regulatoria de 60 % las externalidades representan un 47.5 % del ahorro estimado bajo disponibilidad total de gas natural, mientras que en el caso de un estándar que restrinja las emisiones en 60 % las externalidades representan un 66.7 % del ahorro estimado bajo disponibilidad total de gas natural.

A pesar del atractivo del gas natural para reducir las emisiones contaminantes de las fuentes industriales, con su sola disponibilidad no se eliminarían completamente los problemas de contaminación de la zona estudiada, ya que las emisiones de fuentes industriales sólo representan un 20.6 % de las emisiones totales por MP_2.5, mientras un 70.1 % es aportado por fuentes residenciales debido a combustión de leña para calefacción.

No obstante, las empresas distribuidoras de gas natural podrían aprovechar las regulaciones ambientales más estrictas para incrementar el precio del gas natural extrayendo los ahorros de costos de las fuentes industriales. Cuando se cuantifican las reducciones de SO₂ y NO_X, las rentas extraordinarias máximas que podrían extraer están representadas por el diferencial de costos entre 0 % y 100 % de disponibilidad de gas para cada tipo de regulación ambiental de la figura 2.

Fig. 2 Impacto en los costos totales de las regulaciones cuando se incluye el ahorro de costos de tecnologías de abatimiento para NO_X y SO₂. Fuente: Elaboración propia. SPET = sistema de permisos de emisión transable 

CONCLUSIONES

Las simulaciones realizadas en este estudio consideran diferentes disponibilidades de gas natural y distintas metas de reducción de emisiones. De acuerdo con los resultados obtenidos, el gas natural resulta ser una alternativa atractiva para las fuentes industriales de Concepción Metropolitano, ya que permite reducir emisiones y además genera ahorro de costos por el diferencial de precios con respecto a otros combustibles líquidos, así en la medida que se incremente la disponibilidad su adopción sería independiente de la regulación ambiental.

El análisis de una mayor disponibilidad de gas natural se justifica por la ampliación de la capacidad productiva de una planta de regasificación instalada en el año 2010 y que abastece a la zona de estudio, y además por un nuevo proyecto que pretende instalar un muelle que permitirá el atraque de barcos para recibir el gas natural licuado en una planta regasificadora.

Al comparar regulaciones alternativas para reducir las emisiones del MP_2.5 se observa que a medida que aumenta la disponibilidad de gas natural, también aumenta la conveniencia de usar un SPET por sobre un estándar de emisiones. Pero además, a diferencia de estudios previos se cuantifican y valorizan las externalidades que presenta la utilización del gas natural para reducir las emisiones de SO₂ y NO_X, ambos contaminantes precursores del MP_2.5.

Cuando existe disponibilidad de gas natural para los requerimientos energéticos de todas las fuentes emisoras que actualmente utilizan combustibles líquidos o sólidos el ahorro es de 6.4 millones de dólares americanos por reducción de SO₂ y NO_X, incluso sin necesidad de regulación. Estos ahorros de costos se pueden sumar a los generados directamente por la reducción de MP_2.5, ya sea bajo una regulación de SPET o un estándar de emisión. Los resultados revelan que al considerar las externalidades se podrían reforzar los argumentos para justificar subsidios e incentivar el suministro de gas natural en zonas urbanas industriales con problemas de contaminación por material particulado fino.

A pesar de los resultados atractivos de la mayor disponibilidad de gas natural, los problemas de contaminación no se pueden eliminar completamente ya que las fuentes industriales representan sólo un quinto de las emisiones de MP_2.5, pero además el potencial de reducción de costos depende del poder que tengan las empresas distribuidoras de gas para fijar precios sobre el nivel competitivo.

Para finalizar, es importante señalar que el enfoque de este análisis se basa en emisiones. Así, se recomienda que para la continuidad futura de este estudio se realice un análisis en concentraciones, lo que además permitiría incluir el aporte secundario al MP_2.5 que generan el NO_X y SO₂.