El 12 de junio recién pasado cerró el proceso de consulta ciudadana sobre el anteproyecto de la primera norma de emisión para calderas que se está desarrollando en Chile. La propuesta elaborada por el Ministerio del Medio Ambiente (MMA) tiene como objetivo "controlar las emisiones al aire de material particulado (MP), óxidos de nitrógeno (NOx), dióxido de azufre (SO2) y mercurio (Hg)", provenientes de estos equipos, con miras a proteger la salud de la población y el medio ambiente.
Juan Pablo Rodríguez, jefe de la División de Calidad del Aire de dicha secretaría de Estado, destaca que esta iniciativa "busca establecer un estándar nacional para el control de emisiones de calderas, con un enfoque preventivo, complementando las exigencias actualmente vigentes en distintos planes de descontaminación atmosférica y otras regulaciones sectoriales. La norma aborda contaminantes con efectos conocidos sobre la salud y el medio ambiente, como material particulado, dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y mercurio, incorporando exigencias diferenciadas según combustible, potencia térmica y antigüedad de la fuente. Además, fortalece los mecanismos de monitoreo y reporte de emisiones, contribuyendo tanto a la prevención de nuevos problemas de contaminación como a la mejora de la calidad del aire en zonas donde las calderas representan una fuente relevante de emisiones".
En su fundamentación, el anteproyecto recuerda que existe abundante evidencia científica sobre los efectos adversos de los contaminantes mencionados en la salud de las personas y el medio ambiente, especialmente en relación con enfermedades respiratorias en niños, adultos mayores y otros grupos vulnerables. Añade que, hasta hoy, las emisiones provenientes de las calderas están reguladas solo a través de normas sectoriales y aproximadamente un 74% de las más de nueve mil que se han identificado en el país están emplazadas en zonas con planes de descontaminación vigentes. Esto "refuerza la necesidad de avanzar hacia una regulación nacional armónica, que complemente y articule los instrumentos de gestión ambiental existentes, garantizando coherencia normativa, y actuando como instrumento preventivo en aquellas zonas que no se encuentran en situación de latencia o saturación", señala el documento.
En ese contexto, esta regulación regirá para calderas nuevas y existentes que operan en todo el país, incluyendo las recuperadoras de calor con combustión auxiliar y las usadas en sistemas de cogeneración. Por el contrario, no aplicará para los equipos móviles instalados en locomotoras o embarcaciones, los de uso domiciliario destinados a calefacción individual, las calderas reguladas por la norma de emisión para centrales termoeléctricas (DS N° 13, de 2011, del MMA) o por la norma de incineración, coincineración y coprocesamiento (DS N° 29, de 2013, del MMA) siempre que usen exclusivamente los combustibles indicados en ésta.
Juan Pablo Rodríguez dice que el anteproyecto busca establecer un estándar nacional para el control de emisiones de calderas, con un enfoque preventivo.
En Bosch, empresa proveedora de calderas industriales, valoran varios de los aspectos señalados. Felipe Guerrero, director industrial regional para América Latina de la compañía, resalta primero que el desarrollo de una norma de alcance nacional para las emisiones de estos equipos "representa un avance importante hacia la homogenización de los criterios regulatorios existentes en el país. Actualmente, muchas exigencias dependen de normativas locales o planes de descontaminación específicos, lo que genera distintos estándares según la ubicación geográfica de las instalaciones".
Asimismo, destaca que su enfoque preventivo y la propuesta para reducir emisiones atmosféricas relevantes para la calidad del aire se alinean con las tendencias regulatorias observadas en mercados más desarrollados y "entregan señales claras para la modernización tecnológica de la industria y fomenta la adopción de soluciones más eficientes y sustentables".
Luego añade: "También es positivo que la regulación considere distintos tipos de combustibles y rangos de potencia, permitiendo una aproximación más ajustada a la realidad operativa de los distintos sectores productivos".
A su vez, Arnulfo Oelker, gerente técnico de Thermal Engineering, compañía especializada en soluciones térmicas y control de emisiones, resalta también el alcance y la focalización de la propuesta regulatoria.
Límites de emisión
Para controlar los contaminantes que generan las calderas, la propuesta regulatoria establece límites de emisión para las calderas, de acuerdo con su potencia térmica nominal y estado físico del combustible con que operan, distinguiendo además entre equipos existentes y nuevos. El detalle se presenta en las tres tablas adjuntas.
Tabla 1: Calderas existentes que usan combustible sólido o líquido
| Potencia térmica nominal | Límites de emisión por contaminante | |
| MP | SO2 | |
| < 1 MWt | No aplica | No aplica |
| > 1 MWt y < 20 MWt | 50 mg/Nm3 | 400 mg/Nm3 |
| > 20 MWt | 30 mg/Nm3 | 400 mg/Nm3 |
Tabla 2: Calderas nuevas que usan combustible sólido o líquido
| Potencia térmica nominal | Límites de emisión por contaminante | ||
| MP | SO2 | NOx | |
| < 1 MWt | 30 mg/Nm3 | No aplica | No aplica |
| > 1 MWt y < 20 MWt | 30 mg/Nm3 | 400 mg/Nm3 | 300 mg/Nm3 |
| > 20 MWt | 30 mg/Nm3 | 200 mg/Nm3 | 200 mg/Nm3 |
Tabla 3: Calderas nuevas que utilizan combustible gaseoso
| Potencia térmica nominal | Límites de emisión por contaminante | ||
| MP | SO2 | NOx | |
| < 1 MWt | No aplica | No aplica | No aplica |
| > 1 MWt y < 20 MWt | No aplica | No aplica | 300 mg/Nm3 |
| > 20 MWt | No aplica | No aplica | 200 mg/Nm3 |
Con respecto a las emisiones de mercurio, el anteproyecto indica: "Las calderas nuevas y calderas existentes, de potencia térmica nominal superior o igual a 20 MWt, que utilicen carbón, petcoke o una mezcla de carbones con diferentes calidades, ya sea como combustible principal o secundario, estarán sujetas, adicionalmente, al límite de emisión para el contaminante mercurio (Hg) correspondiente a 0,005 mg/Nm3".
Desde el Ministerio del Medio Ambiente, Juan Pablo Rodríguez comenta que, según el estudio de antecedentes, "uno de los principales desafíos se asocia al establecimiento de límites de emisión para óxidos de nitrógeno (NOx) para calderas existentes. Esto se debe a que su control requiere la incorporación de tecnologías específicas, como sistemas de reducción catalítica selectiva (SCR) o reducción no catalítica selectiva (SNCR). Estas tecnologías implican costos relevantes de inversión y operación, además de verse condicionadas por factores propios de cada instalación, como el diseño de la caldera, las condiciones operacionales y el espacio disponible para su implementación".
En Bosch, en tanto, opinan que en términos generales, los límites propuestos apuntan en la dirección correcta y son consistentes con los objetivos de reducción de emisiones. Sin embargo, advierten que su cumplimiento dependerá en gran medida de la antigüedad de los equipos, el combustible utilizado y las condiciones operacionales de cada instalación.
En lo particular, Felipe Guerrero coincide en que "los límites asociados a óxidos de nitrógeno (NOx) podrían representar uno de los mayores desafíos para una parte importante del parque instalado, especialmente en equipos antiguos que no fueron diseñados originalmente para operar con tecnologías de bajas emisiones. En estos casos, podrían requerirse modificaciones significativas en los sistemas de combustión o incluso el reemplazo de componentes críticos".
Asimismo, advierte que "para instalaciones que operan con combustibles sólidos o líquidos, el cumplimiento de los límites de material particulado podría requerir inversiones adicionales en sistemas de abatimiento, dependiendo de las condiciones actuales de cada operación".
Los límites para NOx podrían ser uno de los mayores desafíos para una parte importante del parque instalado, sostiene Felipe Guerrero.A raíz de eso, advierte que es fundamental que la implementación de la norma considere plazos razonables de adaptación que permitan una transición ordenada y técnicamente viable.
Por su parte, Arnulfo Oelker valora que la propuesta regulatoria plantee límites de emisión diferenciados, según el tipo de combustible y la condición de la caldera.
Haciendo un análisis más específico, considera que los umbrales propuestos para calderas existentes se podrán alcanzar sin problemas al utilizar gas o petróleo Diesel, mientras que "en caso de utilizar petróleo pesado o carbón, será necesario considerar filtros para abatir el material particulado y scrubber para eliminar el SO2". Sostiene que esto último también ocurrirá con las calderas nuevas que usen petróleo residual o carbón que, además, para cumplir con el límite establecido para el NOx deberán "considerar sistemas de abatimiento más costosos y en algunos casos más difíciles de implementar", algo que tal vez también podría pasar con los equipos a biomasa.
A su juicio, además, convendría "considerar un límite de NOx más exigente para el petróleo Diesel de bajo contenido de azufre: debería ser 200 mg/Nm3, para las calderas con capacidad de 1 MWt a 20 MWt".
Enseguida, el especialista de Thermal Engineering añade: "En el caso de las calderas nuevas, que utilicen combustibles gaseosos, los límites establecidos para el NOx me parecen demasiado altos y por lo tanto muy fáciles de cumplir. El límite para el NOx, en el caso de combustibles gaseosos debería ser de 30 ppm o 56.5 mg/Nm3", medido en base seca y con una corrección matemática de 3% de oxígeno residual.
Oelker también opina que la definición de los límites de emisión debería considerar si la zona ha sido declarada saturada.
Cumplimiento y fiscalización
El anteproyecto de norma añade que el cumplimiento de los límites de emisión señalados se verificará mediante certificados, mediciones o sistemas de monitoreo continuo de emisiones (CEMS) debidamente validados, según la potencia térmica nominal de la caldera.
Así, por ejemplo, a los equipos nuevos de menos de 300 kWt, se exigirá un "certificado de origen del fabricante, que indique el valor de las emisiones en mg/Nm3 y que den cuenta del cumplimiento de los límites de emisión". En tanto, para calderas nuevas o existentes de entre 1 MWt y 20 MWt, se deberán realizar muestreos y/o mediciones ocupando los métodos definidos por la Superintendencia del Medio Ambiente (SMA) y con distintas frecuencias definidas en la propuesta de norma. Y si se trata de equipos en que la potencia térmica nominal sea igual o superior a 50 MWt se deberán instalar CEMS y el cumplimiento se evaluará considerando las horas de operación en régimen de un año calendario, utilizando promedios horarios, los cuales deberán cumplirse en el 95% de los casos.
En cuanto a los plazos para acatar los umbrales de emisión, la propuesta regulatoria indica que las calderas existentes tendrán un máximo de 4 años, contados desde la entrada en vigencia de la norma. Los equipos nuevos, en tanto, deberán cumplir las exigencias desde que la regulación sea publicada en el Diario Oficial.
La fiscalización quedará en manos de la Superintendencia del Medio Ambiente.
Inversiones y beneficios
De acuerdo al Análisis General de Impacto Económico y Social (AGIES) de esta norma, desarrollado por el Ministerio del Medio Ambiente, su implementación generará beneficios que rondan los USD 40,46 millones en valor presente para el período evaluado (10 años). "Estos beneficios se asocian principalmente a la reducción de los efectos de la contaminación atmosférica sobre la salud de las personas, lo cual incluye una disminución de casos de mortalidad prematura, hospitalizaciones y consultas de urgencia por enfermedades respiratorias y cardiovasculares. De acuerdo con la evaluación realizada, la reducción de la mortalidad representa aproximadamente el 99% de los beneficios económicos cuantificados", comenta Juan Pablo Rodríguez.
En contrapartida, el AGIES estima costos del orden de USD 38,94 millones en valor presente para dicho período. "La mayor parte de estos costos se concentra en la incorporación de medidas de abatimiento de emisiones (USD 20,92 millones) y en sistemas de monitoreo de emisiones (USD 18,02 millones). En cuanto a los costos de abatimiento, un 83% se asocia a la reducción de material particulado (MP) y un 17% a dióxido de azufre (SO2).
En el caso de los costos de monitoreo, estos se distribuyen de manera más equilibrada entre ambos contaminantes: un 45% corresponde a MP y un 55% a SO2, mientras que menos de un 1% se asocia al monitoreo de mercurio (Hg)", detalla el Jefe de la División de Calidad del Aire del MMA.
Arnulfo Oelker acota que para abatir material particulado, las empresas deberían considerar filtros de mangas o precipitadores electrostáticos, mientras que para eliminar el SO2 se requerirán scrubbers (secos o húmedos) y para el NOx deberán contemplar sistemas SCR o SNCR.
Arnulfo Oelker señala que para abatir el SO2 las empresas requerirán scrubbers y para el NOx deberán contemplar sistemas SCR o SNCR.Por su parte, Felipe Guerrero explica que el nivel de inversión puede variar considerablemente dependiendo del tamaño de la instalación, la tecnología actualmente instalada y el combustible utilizado.
"En el caso de equipos modernos que ya incorporan quemadores de bajas emisiones y sistemas avanzados de control, las adecuaciones podrían ser relativamente menores y concentrarse principalmente en actividades de monitoreo y verificación. Sin embargo, para instalaciones más antiguas, especialmente aquellas que operan con combustibles líquidos o sólidos, los costos pueden ser significativamente más elevados. Estos podrían incluir la incorporación de nuevos quemadores, sistemas de control de combustión, equipos de abatimiento de emisiones y sistemas de monitoreo continuo, además de los costos asociados a ingeniería, instalación y puesta en marcha", detalla el representante de Bosch.
En razón de lo descrito, recalca que es importante que la evaluación económica de la norma considere las distintas realidades industriales y que los plazos de implementación permitan distribuir las inversiones en el tiempo, evitando impactos innecesarios sobre la competitividad de las empresas.
"Creemos que uno de los elementos más relevantes es asegurar que la norma incorpore criterios de gradualidad y proporcionalidad, considerando las diferencias existentes entre industrias, tamaños de empresas y tecnologías instaladas", agrega.
Con respecto a otras posibles mejoras al anteproyecto de norma, Felipe Guerrero comenta que también sería recomendable fortalecer los lineamientos asociados a eficiencia energética, ya que una combustión más eficiente no solo reduce el consumo de combustible, sino que también contribuye directamente a disminuir las emisiones. "En ese sentido, la regulación podría incentivar la modernización tecnológica mediante enfoques que reconozcan tanto el desempeño ambiental como la eficiencia operacional de los equipos", indica.
Asimismo, considera fundamental entregar claridad respecto de los métodos de medición, monitoreo y fiscalización, con el fin de evitar interpretaciones ambiguas y otorgar certeza técnica a los operadores.
"Finalmente, consideramos importante que la implementación de la norma promueva la adopción de tecnologías más limpias y combustibles de menor impacto ambiental, generando condiciones que faciliten la transición energética de la industria sin afectar su competitividad y capacidad de crecimiento", concluye.
Observaciones ciudadanas
En el proceso de consulta ciudadana del anteproyecto de norma para calderas se recibieron observaciones de empresas, personas naturales y organizaciones de la sociedad civil.
Haciendo un balance de los comentarios recibidos, Juan Pablo Rodríguez comenta que las personas naturales "han valorado la elaboración de una norma nacional para calderas, pero también han planteado la necesidad de avanzar hacia límites de emisión más ambiciosos para todos los contaminantes normados en el anteproyecto".
Por su parte, los representantes de las empresas y actores regulados "han observado principalmente la necesidad de otorgar mayor certeza técnica al texto normativo. Entre sus preocupaciones se encuentran la interacción de la norma con los PPDA vigentes, la eventual duplicidad de obligaciones de monitoreo y reporte, y la forma en que se aplicará el criterio del límite o frecuencia más estricta en cada territorio", añade el Jefe de la División de Calidad del Aire del Ministerio del Medio Ambiente.
Además, indica que se han planteado observaciones sobre la proporcionalidad de algunos límites de emisión y los plazos de cumplimiento, especialmente para fuentes de respaldo o emergencia, y calderas que utilizan combustibles secundarios. También destacan observaciones que "manifiestan preocupación respecto de los plazos de implementación establecidos para las fuentes existentes, especialmente bajo la consideración de los estudios de ingeniería y puesta en marcha de sistemas de abatimiento o los sistemas medición que se requieren para el monitoreo de emisiones", afirma Rodríguez.
Otras observaciones apuntan a perfeccionar definiciones, artículos transitorios, criterios de medición y procedimientos de reporte, con el fin de facilitar su implementación de manera compatible con la regulación ambiental vigente.
DATOS:
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De diciembre de 2026 es la fecha en que podría estar listo el proyecto definitivo de la norma de emisión para calderas, según Juan Pablo Rodríguez, considerando que desde que finalizó la consulta ciudadana, el 12 de junio pasado, el MMA cuenta con 120 días hábiles para completar esta tarea. Esto "sujeto al análisis de las observaciones recibidas y al desarrollo de las etapas técnicas y administrativas correspondientes, existiendo la posibilidad reglamentaria de ampliar dicho plazo", aclara.
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Es la razón entre los beneficios y los costos que tendría esta norma, según concluye el Análisis General de Impacto Económico y Social elaborado para el desarrollo de esta norma.
Artículo publicado en InduAmbiente n° 200 (mayo-junio 2026), páginas 72 a 75.
