Análisis del Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2024–2033
Jose S. Azcona Bocock
El sistema eléctrico hondureño ha enfrentado importantes dificultades para atender la demanda de energía, especialmente durante los horarios pico y en regiones como la Noroccidental, donde se concentra la mayor actividad económica. Esto sin considerar los desafíos del sistema de transmisión regional. Estas carencias han provocado cortes de energía y la necesidad de recurrir a medidas como la compra de energía de emergencia y el racionamiento. Esto no solo afecta la estabilidad del sistema eléctrico, sino que también pone en riesgo el desarrollo industrial y la calidad de vida de los ciudadanos.
La demanda de energía en Honduras ha mostrado un crecimiento sostenido, con un promedio anual del 3.95 % entre 2007 y 2022, cuando pasó de 6,271 GWh a 11,219 GWh. Durante el mismo período, la potencia máxima suministrada aumentó un promedio del 3.13 % anual, alcanzando 1,789 MW en 2022. Sin embargo, los últimos años han reflejado un crecimiento más moderado: entre 2021 y 2022, el consumo aumentó un 1 %, mientras que la potencia máxima creció un 2.9 %. Esto indica una intensificación de la demanda en horarios específicos, lo que representa un desafío creciente para la infraestructura actual.
Un aspecto central del plan es la dependencia de generación a base de gas natural contratada bajo esquemas de emergencia por cinco años. Aunque esta capacidad es clave para evitar déficits inmediatos, los contratos aún no cuentan con la aprobación legislativa necesaria, lo que genera incertidumbre sobre su implementación. Además, este enfoque temporal podría resultar en una mayor vulnerabilidad ante fluctuaciones en los precios internacionales del gas y retrasos administrativos.
Por otro lado, el plan reconoce la importancia de mantener capacidad térmica, especialmente con gas natural y búnker, como medida de respaldo para garantizar la suficiencia energética en momentos críticos. Esto es pragmático, dado que las renovables, aunque prometedoras, todavía enfrentan limitaciones técnicas para cubrir de forma confiable la demanda nocturna o los picos de consumo. Sin embargo, la alta dependencia de combustibles fósiles genera riesgos y gastos adicionales. La estructuración de estos contratos resulta muchas veces en costos altos, y las plantas antiguas tienen ineficiencias producto de la edad y la obsolescencia. Es necesario encontrar un equilibrio entre la integración de tecnologías renovables y la continuidad del respaldo térmico, asegurando al mismo tiempo costos asequibles para los consumidores.
Desde el punto de vista económico, el plan utiliza herramientas avanzadas como OptGen para optimizar la planificación, considerando costos de inversión, operación y mantenimiento. Esto refuerza su credibilidad técnica y asegura una evaluación rigurosa de las alternativas de expansión. La tasa de descuento del 9 % aplicada en el análisis es competitiva y refleja condiciones razonables para atraer inversión. No obstante, el costo de la energía no suministrada (CENS), estimado entre 800 y 1,500 USD/MWh, representa un riesgo importante para los usuarios finales si el sistema no logra satisfacer completamente la demanda. Además, las proyecciones económicas asumen estabilidad en la inflación, las tasas de interés y el tipo de cambio, lo cual puede no ser realista en un horizonte de diez años. Las fluctuaciones económicas podrían impactar negativamente la viabilidad financiera de los proyectos y los costos finales del sistema.
La integración de Honduras en el Mercado Eléctrico Regional (MER) a través del Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) proporciona flexibilidad operativa al sistema y acceso a intercambios energéticos. Esto es crucial para mitigar déficits energéticos o gestionar excedentes de generación. Sin embargo, la infraestructura regional tiene limitaciones operativas, como la capacidad máxima de intercambio y los criterios técnicos de calidad, seguridad y desempeño. Estas restricciones pueden limitar el alcance de las transacciones internacionales de energía, afectando la estabilidad del suministro en casos de contingencia.
En términos de implementación, el plan también depende de la estabilidad institucional y la capacidad técnica de las entidades involucradas, como el Centro Nacional de Despacho (CND) y la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). Estas instituciones deben garantizar una ejecución eficiente y transparente, asegurando el cumplimiento de los cronogramas de inversión y la optimización de recursos. Asimismo, el marco regulatorio debe ser robusto y adaptable para responder a los desafíos emergentes del sector eléctrico, como la digitalización, la descentralización y la incorporación de sistemas inteligentes.
En conclusión, el PIEG 2024–2033 es un plan técnicamente robusto que adopta enfoques modernos y alineados con tendencias globales para transformar el sistema eléctrico hondureño. Sin embargo, su éxito depende de factores clave como la estabilidad macroeconómica, el acceso al financiamiento, la gestión adecuada de los impactos sociales y ambientales, y el fortalecimiento institucional y regulatorio. Aunque es un plan ambicioso, puede ser realista si las condiciones económicas, políticas y sociales permiten su implementación efectiva. Si se cumplen estos requisitos, el plan tiene el potencial de posicionar a Honduras como un líder regional en sostenibilidad energética y resiliencia del sistema eléctrico.
Fuentes
1. Plan Indicativo de Expansión de la Generación (PIEG) 2024–2033
https://www.cree.gob.hn/wp-content/uploads/2023/03/PIEG-2024-2033.pdf
2. Anexo Técnico del Plan Indicativo de Expansión de la Generación (PIEG) 2024–2033
https://www.cree.gob.hn/wp-content/uploads/2023/03/Anexos-PIEG-2024-2033.pdf
3. Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2024–2033
https://www.cree.gob.hn/wp-content/uploads/2023/03/Plan-Transmision-2024-2033.pdf
4. Resolución CREE sobre la Aprobación del Plan Indicativo de Expansión de la Generación
https://www.cree.gob.hn/wp-content/uploads/2023/03/Resolucion-CREE-61-2023.pdf