La licitación de 1500 MW con almacenamiento convocada por el gobierno de Honduras podría representar un hito para el sector eléctrico. Sin embargo, desde la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) advirtieron que algunas condiciones contractuales y regulatorias ponen en riesgo la bancabilidad de los proyectos y podrían traducirse en precios más altos para los consumidores.

Uno de los aspectos más cuestionados por el sector privado es el plazo del esquema BOT (Build-Operate-Transfer) propuesto, que es de apenas 15 años. “Con un esquema BOT de apenas 15 años, el kWh tiende a encarecerse porque la inversión debe recuperarse en un horizonte muy corto. Eso concentra la amortización y aumenta el costo financiero”, manifestó el presidente de AHER, Eduardo Bennaton.

El ejecutivo remarcó que ni la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ni la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) han publicado estimaciones oficiales sobre precios. Pero aclaró que, si se adoptaran plazos más largos y coherentes con la vida útil de las tecnologías renovables, “los precios podrían ser más bajos y sostenibles en el tiempo”.

La viabilidad financiera de los proyectos dependerá en gran medida de ajustes en tres áreas clave. En primer lugar, plazos contractuales y asignación de riesgos coherentes con activos de larga duración.

En segundo lugar, la seguridad de que la infraestructura de transmisión estará lista y disponible para la interconexión.

Finalmente, la existencia de reglas claras y simétricas en los mecanismos de indexación. “Si estos elementos se corrigen, existe espacio para financiamiento privado y también multilateral, de organismos como BCIE, BID o IFC. Si no se corrigen, el costo financiero sube y se traduce en un kWh más caro”, advirtió Bennaton.

A pesar de los desafíos, desde AHER reconocieron ciertas mejoras con respecto a procesos anteriores. Una de ellas es la implementación de la subasta inversa, que incrementa la competencia entre oferentes. Otra es el reconocimiento del almacenamiento como herramienta para aportar firmeza a las fuentes renovables variables. Sin embargo, el dirigente señaló que las mejoras son todavía insuficientes para garantizar precios competitivos a largo plazo.

“El plazo BOT de 15 años sigue siendo inadecuado para proyectos de vida útil de 30 a 60 años, lo que eleva el costo nivelado de la energía”, sostuvo.

También alertó sobre la persistencia de riesgos estructurales, como la falta de garantías en la transmisión y una asimetría regulatoria que continúa favoreciendo a las térmicas. Aseguró que estas son “correcciones puntuales y técnicas, no ideológicas, y al ajustarlas se reduciría el costo al consumidor”.

Desde la Asociación propusieron cuatro ajustes regulatorios concretos que consideran indispensables para atraer inversión a gran escala en energías renovables: contratos con plazos superiores a 20 o 25 años, alineados con la vida útil de las tecnologías; un plan de transmisión con hitos claros y responsables definidos; reglas de indexación equilibradas entre todas las tecnologías; y estabilidad regulatoria con estricto cumplimiento de cronogramas. “Estos cambios reducen el riesgo, mejoran el acceso a financiamiento y hacen posible bajar el precio final de la energía”, señaló Bennaton.

En términos técnicos, el desafío de integrar grandes volúmenes de energías renovables con sistemas de almacenamiento no radica solo en la generación. El verdadero reto está en garantizar potencia firme y una red adecuada para la operación confiable del sistema. “Es necesario dimensionar el almacenamiento de acuerdo a las horas críticas del sistema, establecer reglas claras para servicios complementarios como reservas y rampas, y ejecutar a tiempo las obras de transmisión en los nodos clave”, planteó el presidente de AHER.

Para Bennaton, si estas tres piezas se alinean correctamente, “la integración de renovables con almacenamiento es viable técnica y económicamente para el país”.

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