Honduras avanza con una licitación inédita en el país y en la región: 1500 MW bajo el modelo Build, Operate and Transfer (BOT), que combina energías renovables con almacenamiento de cuatro a más de doce horas. El objetivo es mejorar la competitividad del sistema eléctrico, ofrecer capacidad firme y reducir la dependencia de fuentes fósiles costosas.
“Esta licitación incorpora avances técnicos que son innegables y que, bien ejecutados, pueden marcar un cambio en la forma en que el país contrata nueva capacidad”, asegura Eduardo Benaton, presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER).
El diseño aprobado por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) se basa en un modelo de subasta inversa por rondas sucesivas, donde la competencia busca lograr precios más bajos. Además, se establecen bloques de almacenamiento de 4 a 10 horas y la posibilidad de competir con soluciones de más de 12 horas, lo que envía una señal clara a desarrolladores para ofrecer potencia renovable confiable.
Mecanismos como la oferta virtual de referencia y la oferta virtual de costo máximo funcionarán como seguros frente a sobrecostos o fallas de cierre financiero. Al tratarse de una licitación BOT, los proyectos serán transferidos a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) al final del periodo de operación privada, lo que exige planificar la transición para no heredar activos sin garantías de mantenimiento ni reposición.
Uno de los puntos críticos es la bancabilidad del proceso. La ENEE arrastra una deuda con generadores privados que asciende a L 17000 millones y enfrenta pérdidas anuales superiores a L 14000 millones, las más altas de Centroamérica.
“En esas condiciones, las garantías soberanas y las reglas fiscales claras no son un detalle, son condición de vida o muerte para que los inversionistas entren”, advierte Benaton.
La modalidad BOT suma un reto adicional: el operador estatal deberá contar con capacidad técnica y financiera para asumir activos complejos al final del contrato. “Es fundamental evitar que la transición derive en fallas de servicio o en dependencia de proveedores externos sin contratos de respaldo”, puntualiza.
En el plano técnico, el pliego también plantea desafíos de integración. La coordinación con el Centro Nacional de Despacho (CND) será clave para que restricciones de transmisión y topes por nodo no frenen proyectos competitivos en la subasta.
El almacenamiento BESS es el componente que transforma energía variable en capacidad despachable, permitiendo cubrir horas críticas y reducir la dependencia del mercado de oportunidad, hoy distorsionado por techos de precio.
“Quien quiera potencia firme renovable debe respaldarla con almacenamiento bien dimensionado y eficiente, capaz de aportar confiabilidad sin disparar innecesariamente el LCOE”, explica Benaton.
Aunque este equipamiento eleva el CAPEX, puede estabilizar el costo horario y aplanar la curva de costo monómico, generando ahorros sistémicos que justifican su integración.
Entorno político, incentivos y visión a 2030
El cronograma de la licitación coincide con un año electoral, lo que podría generar cambios de prioridades. Sin embargo, Benaton considera que la inseguridad jurídica actual pesa tanto o más que la coyuntura política.
“Los retrasos de hasta tres años en permisos ambientales, las amenazas de expropiación y las decisiones unilaterales sobre techos de precio afectan la credibilidad del país”, sostiene.
El hecho de que la licitación esté respaldada por resoluciones de la CREE y un protocolo técnico del evento económico otorga trazabilidad, pero para el presidente de la AHER, “ese marco hay que defenderlo y cumplirlo al pie de la letra para que el proceso no pierda credibilidad”.
En lo financiero, el impacto de incentivos bien diseñados puede ser determinante. En un país donde el costo promedio del kWh ha subido 33,6 % desde 2021, reducir el WACC no es un lujo.
“Es la diferencia entre proyectos viables y proyectos inviables”, afirma Benaton.
A futuro, la AHER proyecta que para 2030 el sistema eléctrico nacional podría superar el 65 % de generación renovable, con el almacenamiento como estándar en nuevos desarrollos y una base térmica eficiente como respaldo. No obstante, la transición BOT debe garantizar que el país reciba infraestructura lista para operar, con manuales, repuestos, capacitación y soporte garantizado.
“La meta es que la transferencia sea un salto de calidad y no un problema heredado”, concluye.
