La Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) presentó este martes sus consideraciones sobre la licitación internacional de 1.500 megavatios, lanzada por la ENEE, advirtiendo los riesgos de que se registren altos precios.
Los contratos cortos, la incertidumbre en transmisión y la falta de equilibrio regulatorio elevan el riesgo financiero y comprometen la viabilidad de largo plazo, señaló la AHER en conferencia de prensa en las instalaciones del Cohep.
Se excluyen 150 MW de energía solar y 120 MW de otras fuentes dirigidas a turbinas, debido a que se está limitando la participación de las energías renovables. El esquema BOT no resulta conveniente para proyectos renovables, ya que requieren un modelo de largo plazo que permita ofrecer precios competitivos. Al no aplicarse BOT, los inversionistas se ven obligados a recuperar su inversión en menos tiempo, lo que representa una desventaja, pues los precios deben fijarse más altos.
Uno de los aspectos más cuestionados por los renovables es el plazo del esquema BOT (Build-Operate-Transfer) propuesto, que es de 15 años. “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 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”, sostiene Bennaton.
Asimismo, pidió que se otorgue a las renovables acceso a los beneficios fiscales que ya contempla la Ley 70-2007, de forma que Honduras no quede en desventaja frente a países vecinos como Guatemala, donde las reglas claras han atraído inversiones y reducido costos.
La 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, estimó, las mejoras son todavía insuficientes para garantizar precios competitivos a largo plazo.
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”.
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”.
