La decisión de establecer un precio tope en el mercado de oportunidad ha generado múltiples preguntas en el sector eléctrico hondureño. 43 centrales generadoras participantes en el spot podrían ser impactadas por la medida.

Para transmitir tranquilidad a los actores del mercado, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) busca dejar claro que la medida es de carácter transitorio, tiene como objetivo proteger a los usuarios finales y responde a un análisis técnico ajustado a las condiciones actuales del sistema eléctrico del país.

“Es una medida que el regulador tiene que tomar en mercados como el de Honduras, en donde no se ha hecho la inversión en la planificación de la generación de largo plazo”, introdujo Wilfredo Flores, comisionado de la CREE.

En entrevista con Energía Estratégica, el comisionado Flores argumentó que en estas instancias el mercado de oportunidad contribuirá a la sostenibilidad y competitividad en lo que se lance la licitación de 1,500 MW, cuyos pliegos ya fueron entregados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica a la CREE, para alistarse a su lanzamiento.

“Tomando en cuenta las facultades del estamento jurídico que se le otorga la CREE el regulador tiene que tomar decisiones y lo que se definió ante la demora de la licitación fue a favor del usuario final. Es decir, se le pone el precio tope para que no afecte a la tarifa”.

Además, señaló que incluso organismos internacionales han advertido sobre la necesidad de controlar este mercado. “El Fondo Monetario Internacional en reuniones de alto nivel se ha pronunciado en cuanto a la preocupación que tiene por el mercado de oportunidad”, apuntó.

Las Disposiciones Transitorias para el Establecimiento de un Precio Máximo en el Mercado Eléctrico de Oportunidad Nacional atravesaron debidamente un proceso de consulta pública, fue aprobada el pasado 8 de abril en sesión de directorio y publicada el 25 de abril en el Diario Oficial La Gaceta; por lo que, estará vigente este mismo mes de mayo y hasta junio de 2025.

“Estas disposiciones consisten básicamente en definir un precio máximo para el mercado de oportunidad bajo el criterio de eficiencia. Precio con el cual se remunerarían las centrales de generación cuando su costo marginal nodal supere este valor de precio máximo establecido. El propósito, básicamente, es disminuir el impacto en la tarifa de los usuarios finales. Porque este precio, lo que se paga en el mercado de oportunidad, lo paga la tarifa”, explicó.

Entre las características que destacan en el mercado de oportunidad hondureño, Flores remarcó que “se está pagando en tiempo y forma. Se está pagando rápido. Y en verano se disparan mucho los precios por el tema de la oferta y la demanda”.

El valor de este precio tope será calculado mensualmente por el Centro Nacional de Despacho de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), según lo definido por la regulación. “La regulación define la fórmula a implementar y los criterios para la determinación de variables de entrada”, precisó. Esta disposición estará vigente desde su publicación en el Diario Oficial La Gaceta hasta el mes de junio de este año. “O sea, como ves, es una normativa transitoria”, enfatizó.

Para mitigar el impacto sobre los generadores que operan con costos más altos, la normativa contempla un mecanismo compensatorio: “Con el fin de no afectar los ingresos de la central generadora cuyo costo variable de generación se encuentre por encima del precio máximo a establecer en este mercado de oportunidad, la propuesta regulatoria contempla de manera complementaria que para estos casos se remunerarán a su costo variable de generación. Es decir, no a la pérdida. Lo que les cuesta generar energía se les va a devolver”.

Respecto a la frecuencia con la que se aplicará el precio máximo, el comisionado señaló: “Se estima que la activación del precio máximo va a suceder entre un 5 y un 7.5% de las horas del periodo de aplicación”. En otras palabras, se trata de un número reducido de horas en que se aplicará esta limitación.

“En términos monetarios, como para tener una idea en dólares, considerando la información de marzo y abril, se estima que en ciertos nodos del sistema pudiese presentarse una reducción en los precios de liquidación de hasta 50 o 60 dólares el megawatt hora. Valores que posiblemente sean mayores en el mes de mayo, que es donde tenemos la demanda máxima históricamente”, agregó.

El impacto de esta medida, aseguró, será limitado gracias a mejoras estructurales en el sistema eléctrico. “Es importante mencionar también que la activación de este precio máximo en este 2025 sería un número reducido de horas… ya que los valores de costo marginales del sistema de este año se encuentran aproximadamente un 33% menor que los del año previo. Reducción que está influenciada principalmente por un incremento en la producción de energía proveniente de renovables y reducción en los costos variables de generación promedio de las centrales diésel”.

A ello se suma un aumento en la potencia firme disponible. “Alrededor de unos 200 megavatios adicionales, equivalente a un 12.6%. O sea, tenemos potencia firme por todas estas adiciones que ha hecho la ENEE en generación distribuida. O sea, este verano no tuvimos apagones”.

El comisionado Flores concluyó: “En resumidas cuentas, el impacto es mínimo y es temporal”.

La entrada CREE despeja interrogantes en torno al precio tope en el mercado de oportunidad se publicó primero en Energía Estratégica.