Se agrava la situación para las renovables tras la reforma eléctrica de Honduras  

Las mesas de renegociación de contratos continúan. Si bien el destino de los 27 contratos es aún incierto, agentes generadores advierten que los cambios de fondo que la nueva ley mandata a implementar en la dinámica del mercado son los que más repercutirán en los negocios. 


La aprobación de la reforma eléctrica en el Congreso Nacional de Honduras contempló la ratificación de medidas concretas que cambiarán el rumbo del sector. 

En específico, el artículo 5 impacta directamente a las renovables dentro de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. 

Ahora bien, la ley en su conjunto repercutirá no sólo en las generadoras que ya se encuentran operativas en Honduras y a las que se les debe más de 13000 millones de lempiras, sino que también iría en detrimento de otras inversiones privadas en el mercado. 

“Se estuvo hablando acerca de la adquisición de los proyectos por parte del Gobierno a un ‘justo precio’ como parte del plan de rescate de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica. Más sin embargo, no se está viendo aún como un tema de mercado”, advirtió Samuel Rodríguez, agente generador renovable. 

Desde la óptica del referente renovable, es importante resaltar que “la reforma conlleva la eliminación del mercado eléctrico” tal como fue concebido en los últimos ocho años bajo el concepto de libre mercado y funcionamiento en base a oferta/demanda. 

Aquello significaría volver a un modelo de comprador único y que este sea la empresa eléctrica estatal. 

Durante el debate de la ley algunos participantes del mercado se refirieron a los impactos negativos que podría tener aquel monopolio de mercado y lo lejos que estaría aquella medida de un efectivo rescate financiero de la ENEE. 

Entre ellos, se indicó a este medio que el hecho de que el gobierno sea muy reciente pudo haberle llevado a tomar decisiones desconociendo o sin considerar algunas variables centrales para el funcionamiento del mercado. 

En cuanto a los generadores, Samuel Rodríguez se refirió a distintos tipos de impactos que repercuten en distintos segmentos del mercado. 

“Para los generadores pequeños y medianos, que son en su mayoría hidroeléctricas, más bien el problema es que estos proyectos hidroeléctricos ya van por la cuarta refinanciación de sus proyectos con la banca a raíz del impago que tienen con la empresa nacional son 10 facturas que le deben y esto está provocando una crisis financiera para estos pequeños proyectos”. 

“Para los proyectos renovables grandes que son eólicos y solares en su mayoría, si bien representan intereses de grupos grandes financieramente, el tema es bajar precios. Estos tienen un precio preferencial de 18 centavos los primeros 300 megas en solar y en el eólico 21 centavos o 18 centavos, que son precios sumamente competitivos y que pudieran tener una mejora más en el precio. Sin embargo, esto tiene que surtir efecto en un cambio contractual”, advirtió. 

¿Qué se debate en las mesas de renegociación? Lo que se buscaría en estos casos es una equivalencia financiera en la que bajar precio tal vez signifique alargar el plazo del contrato. No obstante, son son temas que todavía no están cerrados porque las mesas de renegociación continúan. 

Otra variable que según Rodriguez sería preciso reevaluar, sería el techo dispuesto para los consumidores calificados: «en la actual ley ellos pretenden aumentarlo de 400 kW -incluyendo a cerca de 300 empresas- a 5 MW -lo que serían apenas siete empresas». 

¿Porqué no sería acertado ese cambio? El agente generador explicó a este medio que el déficit financiero que representa la tarifa de alta tensión para la ENEE es mucho mayor y la compromete a tener que comprar más energía. 

“Mientras más energía compra la ENEE y más energía vende a precio de tarifa de alta tensión, más pérdidas financieras va a tener”.

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