TEGUCIGALPA, HONDURAS.- Las medidas anunciadas por las autoridades de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) no son suficientes para terminar este año con los racionamientos en el país. Expertos consultados por EL HERALDO advierten que los apagones pueden extenderse hasta el 2024 por el déficit de energía eléctrica derivado de la tardanza en la licitación de potencia firme y por la duración de los trabajos en la red de transmisión y en la construcción de subestaciones.
El gerente interino de la ENEE, Erick Tejada, dijo que el sistema eléctrico nacional no reportó ayer déficit en generación (1,668 megavatios en disponibilidad), mayor que la demanda (1,650 megas) que se ha visto reducida por las menores temperaturas producto de las lluvias del lunes anterior y que se esperan continúen esta semana.
No obstante, el funcionario reconoce que los racionamientos seguirán en las regiones noroccidental, oriental y sur por fallas en la red de transmisión y en las subestaciones.
La ENEE registró la semana anterior un déficit de generación que osciló entre 150 y 170 megavatios. Esa situación fue advertida por expertos desde el año pasado por la decisión del gobierno anterior de suspender la licitación de 240 megas de potencia firme. En 2018 se adjudicaron 777 megavatios de una licitación pública de 820 megas convocada por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).
Los problemas de generación se han agudizado en las últimas semanas por la caída en la producción de energía hidroeléctrica al bajar el despacho de las plantas a 30%, en promedio, menor que el 50% de meses anteriores.
De los 2,970 megavatios de capacidad instalada en el sistema eléctrico nacional, apenas el 35.5% es potencia firme, o sea, energía generada con bunker, diésel y carbón mineral, mientras que el restante 64.5% es renovable.
A lo anterior hay que sumar los pocos avances en la licitación de 450 megavatios de potencia firme para cubrir la demanda de los próximos diez años y que inicialmente estaban programados entrar en operación parcial a mediados de 2024.
Salomón Ordóñez, asesor en materia energética del Consejo Hondureño de la Empresa Privada (Cohep), dijo que no hay soluciones inmediatas para cubrir el déficit de generación más que esperar que las lluvias se intensifiquen y así incrementar la producción de energía de las 45 hidroeléctricas públicas y privadas que operan en el país.
Acciones de corto plazo
Garantizar el suministro de energía pasa por acciones en materia de generación y transmisión, las que pueden tardar de 4 a 18 meses. Salomón Ordóñez, quien es uno de los profesionales de la ingeniería eléctrica que mejor conoce la situación del sector energético del país, dice que las autoridades de la ENEE y de otras instituciones ligadas al sector eléctrico no deben pensar en 2023, pues los racionamientos continuarán, sino que enfocar los esfuerzos para evitar una crisis mayor en 2024, 2025 y 2026, porque no entrará una tan sola planta competitiva de la licitación pública de 450 megavatios.
Sin embargo, considera que la estatal eléctrica puede ejecutar una serie de acciones de corto plazo para cubrir el déficit de corto plazo. Entre ellas destaca la reactivación de una planta térmica que operaba en Pavana, Choluteca, la que cuenta con una capacidad de 39.5 megavatios de potencia firme. Agrega que lo idóneo sería trasladar esa planta a San Pedro Sula, lo que tardaría entre 60 y 90 días, para cubrir el déficit que se registra en las horas pico.
Agrega que otra medida es continuar buscando energía en el mercado eléctrico regional. Las compras en el mercado de oportunidades, específicamente de Guatemala, han bajado a menos de 20 megavatios por el impacto de las lluvias, menor a los 120 que se adquirían en los meses anteriores.
Ordóñez dice que se pueden reactivar las plantas Alsthom y Sulzer ubicadas en Puerto Cortés, las que cuentan con una capacidad de 55 megavatios y que de lograrse incorporar 20 megas sería de gran apoyo para la zona noroccidental.“Soluciones reales hoy para aumentar la generación son las lluvias y buscar energía en el mercado de oportunidades; a corto plazo no hay otras opciones, no hay soluciones en las próximas cuatro semanas”, subraya el entrevistado.
Recomienda no forzar la producción de energía de la represa El Cajón, la que tiene una capacidad instalada de 300 megavatios, ya que en el pasado esa decisión ha terminado en problema porque el embalse tarda dos años en recuperar su caudal.
Mediano plazo
El asesor del Cohep y expresidente de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) explica que el plan debe enfocarse en cubrir la demanda interna de energía del trienio 2024-2026 y las compras directas, con veeduría social y transparencia, puede ser recomendable para tres años pero no para quince añosOtra opción de mediano plazo es el arrendamiento de máquinas, las que tienen una capacidad entre uno y cinco megavatios, y se pueden contratar en Panamá y Estados Unidos.
Ordóñez dice que las máquinas móviles de generación deben ser en arrendamiento y no contratos porque el costo más alto es el combustible y pueden ser operadas por la ENEE. Señala que la ventaja es que las máquinas pueden operar como generación distribuida, o sea, instalar 20 megavatios en Bermejo, 20 en Choloma, 20 en Juticalpa, 20 en El Progreso, que son las ciudades más afectados por el déficit de generación.
Agrega que la estatal eléctrica trabaja en la construcción de tres subestaciones en la región norte del país, trabajos que tardan entre 18 y 24 meses, así como en otras ciudades.
Recuerda que desde hace 20 años no se invierten en subestaciones y eso es lo que provoca sobrecarga y, por ende, racionamientos.
