Impuesto Verde en Chile: de la obligación tributaria a la gestión estratégica de emisiones

Por Juan Eduardo Johnson

1. ¿Qué revela la identificación de 105 establecimientos afectos al impuesto verde sobre el nivel real de gestión de emisiones en Chile y las brechas que aún persisten?

El artículo 8 de la Ley 20.780 establece que quedarán afectos al impuesto verde los establecimientos que, individualmente o en conjunto, emitan 100 t/año o más de MP, o 25.000 t/año o más de CO2. Dado que esa verificación solo puede materializarse con posterioridad al término del año gravado, el D.S. N° 63/2022 del MMA definió un universo previo con obligación de reportar desde umbrales menores: 50 t/año de MP o 12.500 t/año de CO2.

Que el listado final corresponda al 43,03% del universo inicial no prueba, por sí solo, una buena o mala gestión ambiental; sí revela que el perímetro de riesgo es bastante más amplio que el universo efectivamente gravado y que la frontera entre reportable y afecto es hoy una zona crítica de gestión. Dicho de otro modo, el Impuesto Verde no solo alcanza a quienes pagan: también impacta, en términos de obligaciones de información y control, a un grupo sustancialmente mayor.

El hecho de que 244 establecimientos entren al radar y 105 terminen afectos sugiere que un número importante de empresas opera en torno a los umbrales y que, en definitiva, la condición de afectación termina dependiendo del desempeño anual real, la calidad del catastro, la metodología MRV y variaciones operacionales que muchas veces no se proyectan con suficiente anticipación. En este contexto, dado que la condición de afectación se define al cierre del ciclo regulatorio —cuando ya no existe margen de acción sobre las emisiones del año gravado—, la gestión anticipada se vuelve la variable crítica incluso para asegurar la sostenibilidad de las operaciones.

2. Para las empresas que hoy no están afectas, pero operan cerca de los umbrales, ¿cuáles son los principales riesgos regulatorios y operacionales que deberían estar gestionando desde ya?

Un primer riesgo regulatorio es creer que «no estar en el listado» equivale a estar fuera del alcance del impuesto. El decreto es explícito: la publicación del universo de establecimientos con obligación de reportar es informativa y la omisión no implica que el establecimiento no esté o no pueda estar afecto. Además, fuentes nuevas o reiniciadas después de la publicación del listado también pueden entrar al proceso.

El segundo riesgo es de subcatastro. Los titulares deben registrar las fuentes en el Registro de Fuentes y Procesos (RFP) antes del inicio de operación, mantener actualizados los cambios y reportar modificaciones dentro de plazo. Si una empresa cercana al umbral no tiene bien registrados sus equipos, combustibles, ductos, controles o cambios operacionales, el riesgo no es solo tributario; también es de fiscalización y sanción por incumplimientos de información, e incluso puede alcanzar tipos penales de la Ley N° 21.595 de delitos económicos y atentados contra el medio ambiente.

El tercer riesgo es operacional: pequeñas variaciones en horas de operación, factor de carga, combustible, mantenimiento de quemadores, recambios de equipos o uso más intensivo de respaldo pueden empujar a un establecimiento sobre el umbral anual sin haberlo proyectado. Llevar un control interno permanente y riguroso de las emisiones es fundamental para gestionar la operación, optimizar procesos y evitar terminar siendo un establecimiento afecto.

En la práctica, las empresas cercanas al umbral deberían gestionar al menos seis frentes en paralelo:

• Inventario completo de fuentes con combustión, consistente con el RFP.
• Trazabilidad mensual de combustibles y horas de funcionamiento por fuente.
• Revisión de consistencia entre SISAT, RETC, Ventanilla Única y reportes sectoriales.
• Pruebas tempranas de la metodología MRV aplicable y de sus requisitos de calidad.
• Revisión de los supuestos utilizados por la autoridad para calcular el impuesto y, si corresponde, observaciones oportunas durante el proceso.
• Análisis económico y de factibilidad de abatimiento versus pago del impuesto o uso de compensaciones.

3. ¿Cuáles son los principales desafíos que enfrentan las empresas en la medición, reporte y verificación de emisiones, y cómo pueden impactar en su exposición al impuesto?

• Desafío técnico: Para cuantificar las emisiones se requiere, según el caso, medir concentración y flujo, o estimarlas a partir de factores de emisión asociados al nivel de actividad. Esto obliga a contar con sistemas de medición y registro robustos, sujetos a calibraciones y mantenciones regulares, y a un sistema de gestión de información que garantice la trazabilidad del dato.
• Desafío metodológico: La Resolución N° 585/2023 estructura tres vías de MRV: CEMS, método de referencia con ETFA y estimación con nivel de actividad. La vía aplicable no siempre la elige libremente la empresa; depende de los ICA y de lo que determine SISAT según el catastro. Si un ICA exige CEMS o muestreo, la empresa debe utilizar esa misma metodología para efectos del impuesto.
• Desafío de aseguramiento de calidad: Particularmente en CEMS, no basta instalar equipos: es necesario validarlos, mantener un programa QA/QC, contar con medición de flujo, reportar fallas y sostener la conexión en línea con la autoridad. Si eso falla, la cuantificación puede derivar en ajustes, reemplazos de datos o mayor escrutinio fiscalizador.
• Desafío de gobernanza interna: SISAT exige catastro actualizado de todas las fuentes estacionarias con combustión, y la SMA puede verificarlo en fiscalización. Si las áreas de operaciones, mantenimiento, ingeniería, medio ambiente y tributaria no trabajan sobre una misma fuente de información, la empresa aumenta su exposición a errores de clasificación e inconsistencias entre plataformas.

En la práctica, estos desafíos impactan la exposición al impuesto de tres maneras: pueden elevar artificialmente la base gravada por mala calidad de datos, pueden ocultar tempranamente una afectación futura y pueden generar incumplimientos sancionables aun antes de discutir el monto del impuesto.

4. ¿Cómo pueden las empresas pasar de una lógica reactiva —pago del impuesto— a una gestión estratégica de emisiones que reduzca costos y riesgos en el tiempo?

El cambio clave es dejar de mirar el impuesto solo como un costo ex post y gestionarlo como un riesgo operativo-regulatorio que integra variables ambientales, técnicas y financieras. Desde un punto de vista ambiental, la opción preferente es reducir la emisión en su origen, ya sea optimizando procesos o mediante el abatimiento de las emisiones generadas antes de ser liberadas.

Tres variables resultan determinantes. La primera es la segmentación de fuentes: identificar qué equipos explican la mayor parte del CO2 y cuáles explican MP, NOx o SO2, porque las estrategias de reducción no son iguales. La segunda es conocer el costo marginal de abatimiento por cada vía disponible: eficiencia energética, optimización de combustión, cambio de combustible, mantención predictiva, modernización de equipos o sistemas de abatimiento. Este análisis permite decidir, con criterio económico, cuándo conviene abatir, cuándo compensar y cuándo combinar ambas alternativas.

La tercera variable es utilizar el sistema de compensaciones como instrumento complementario —no como sustituto de la gestión ambiental—. El D.S. N° 4/2023 permite compensar total o parcialmente, pero con restricciones exigentes: mismo contaminante, proyectos en territorio nacional, desfase máximo de tres años y, para MP, NOx y SO2, misma comuna o adyacente. Si las emisiones gravadas se generan en zona saturada o latente, la compensación debe ejecutarse en esa misma zona. Además, el proyecto debe ser adicional, medible, verificable y permanente.

En términos de gestión, una hoja de ruta razonable contempla: generar inventario y línea base por fuente; proyectar mensualmente la emisión anual; monitorear y alertar la cercanía al umbral; diseñar un plan de abatimiento de corto plazo; construir una estrategia de compensaciones elegibles con anticipación; y coordinar internamente las decisiones operativas con la exposición tributaria.

5. ¿Qué variables deberían estar monitoreando hoy las empresas para anticipar su eventual afectación futura al impuesto verde y tomar decisiones oportunas?

• Variables de umbral anual: Toneladas acumuladas de CO2 y MP por fuente y establecimiento, más proyección de cierre anual. Son las variables que determinan la afectación legal y permiten una gestión anticipada.
• Variables de actividad: Horas de funcionamiento, consumo de combustible, potencia, producción de vapor, generación eléctrica o el parámetro equivalente que represente la operación real de la fuente, asegurando que la información sea confiable y trazable.
• Variables de calidad del dato: Disponibilidad y validación de CEMS, QA/QC, completitud de muestreos ETFA, consistencia de factores de emisión y trazabilidad de datos crudos. Muchas empresas monitorean emisiones, pero menos monitorean la confiabilidad del dato que soporta el impuesto.
• Variables de configuración regulatoria: Incorporación y regularización de nuevas fuentes con combustión, reinicios de operación, cambios de combustible, modificaciones de infraestructura y actualización oportuna en RFP, RETC y SISAT.
• Variables territoriales y de compensación: Comuna de emisión, condición de zona saturada o latente, cartera disponible de proyectos y certificados por contaminante y fecha de reducción, porque esas restricciones definen si una compensación futura será realmente utilizable.
• Variables económicas de decisión: Costo esperado del impuesto, costo marginal de reducción por fuente, costo y disponibilidad de certificados elegibles, CAPEX de mejoras y sensibilidad a escenarios de mayor uso de equipos o cambios de combustible.

Monitorear estas seis dimensiones permite anticipar la afectación, gestionar la exposición con antelación y decidir, sobre bases objetivas, cuándo reducir, cuándo compensar y cuándo asumir el pago. Es, en definitiva, el paso desde el cumplimiento tributario hacia una gestión ambiental estratégica.