La generación térmica privada de energía eléctrica es la principal fuente de consumo de los ingresos de la ENEE.

Unas 13 plantas movidas con diésel, bunker y carbón mineral generaron el 56,2% de la energía total del sistema interconectado nacional durante 2013, pero absorbieron el 80,9% de los recursos procedentes de la venta de energía, lo que explica, en parte, la crisis económica que atraviesa la estatal eléctrica por la falta de planificación de los gobiernos anteriores para incorporar otras fuentes de energía más baratas.

En los últimos cuatro años (2010-2013), el presupuesto para la compra de energía sucia observó un considerable aumento.

De acuerdo con cifras proporcionadas por la estatal eléctrica, la ENEE registró que el valor global de la compra de energía ascendió a 19.061,8 millones de lempiras (US$955 millones) el año pasado, de los que las térmicas privadas vendieron 15.433,3 millones (US$773 millones), sin embargo, el gobierno aún les adeuda alrededor de 5.500 millones de lempiras (US$275 millones).

La energía generada por las térmicas privadas ascendió a 4.462,5 gigavatios hora durante 2013, equivalente a 4.462,500 megavatios.

El tema de los contratos térmicos ha cobrado vigencia con el anuncio del gobierno de un nuevo proceso de renegociación de 257,6 megavatios de las empresas Nacional de Ingenieros, Envasa, Parkdale, Elcosa y Lufussa I, los que vencieron el lunes después de haberse aprobado por enésima vez durante el año 2010.

El tema de los contratos térmicos ha cobrado vigencia con el anuncio del gobierno de un nuevo proceso de renegociación de 257,6 megavatios de las empresas Nacional de Ingenieros, Envasa, Parkdale, Elcosa y Lufussa I, los que vencieron el lunes después de haberse aprobado por enésima vez durante el año 2010.

El punto álgido de las conversaciones es el precio unitario del kilovatio, el que está compuesto por el cargo variable y el costo fijo. El gobierno de Honduras ofrece 15 centavos de dólar por Kv/h, el que fue considerado bajo por los generadores.

Este medio de comunicación conoció que los generadores privados pusieron a disposición de la ENEE las plantas para garantizar el abastecimiento de energía mientras duren las negociaciones.

Con el restante 19,1% de los ingresos por facturación reportados en 2013 equivalentes a 3.628,5 millones de lempiras (US$181 millones), la Empresa Nacional de Energía Eléctrica debió honrar los contratos a los generadores privados de energía hidráulica, biomasa y eólica (13% de la generación total), así como a los proveedores de bienes y servicios, recursos que resultaron insuficientes.

El restante 30,5% de la energía en el sistema interconectado nacional es generado por las hídricas estatales (28,6%) y por las térmicas públicas (1,7%).

La ENEE cerró el ejercicio fiscal 2013 con un déficit operativo de 4.352,7 millones de lempiras (US$218 millones).

A lo anterior hay que agregar que el gobierno central aprobó un fideicomiso por US$215 millones para honrar deudas a los proveedores, especialmente a las plantas térmicas, el que también resultó insuficiente.

Creciente negocio

La generación de energía con combustibles fósiles -diésel, bunker y carbón- experimentó en los últimos cuatro años un creciente aumento.

Así lo demuestran cifras proporcionadas por la ENEE a este medio de comunicación. En 2010, la compra de energía a las térmicas privadas ascendió a 9.449,7 millones de lempiras (US$473 millones), en 2011 se disparó a 13.184,1 millones (US$660 millones), en 2012 subió a 14.512,8 millones (US$727 millones) y en 2012 alcanzó 15.433,3 millones de lempiras (US$773 millones).

Lo anterior significa que en el período 2010-203, la estatal eléctrica destinó 33.775,5 millones de lempiras (US$1.691 nillones) para la compra de energía eléctrica a las térmicas privadas.

En valores nominales, el aumento en el presupuesto para la compra de energía aumentó en 5.983,6 millones (US$297 millones) y 63.3 puntos en términos porcentuales.

Además, las cifras oficiales indican que de los 15.433,5 millones de lempiras (US$773 millones) comprados en energía a las 13 plantas térmicas, el 85,4% correspondió al cargo variable equivalente a 13.183,5 millones de lempiras (US$660 millones) y 15.6% al costo fijo, equivalente a 2.250 millones de lempiras (US$112 millones).

Lo cuestionable del pago del costo fijo es que plantas, por ejemplo Elcosa, apenas generó 164,9 gigavatios durante 2013 (164.900 megavatios). Esa planta, ubicada en Puerto Cortés, tiene una capacidad instalada de 80 megavatios, o sea que puede generar al año 700.800 megas, con un factor de despacho del 100%. Lo anterior significa que apenas tuvo un rendimiento de 23,5%.

El cargo fijo para esa planta es de 3,58 centavos de dólar por kilovatio, o sea 74,57 centavos de lempira, genere o no energía; el pago mensual por este concepto es de US$1.376.000, o sea 28.6.6 millones de lempiras mensuales o 343.4 millones al año.

La ENEE tuvo que destinar 965,5 millones de lempiras (US$48 millones) para la compra de energía de esa planta.

Pero el caso que más destaca un informe de la estatal eléctrica es el de la planta Lufussa I -39.5 MW-, la que apenas generó 1.1 gigavatios, o sea 1.100 megavatios durante el año pasado, pero facturó 94,8 millones de lempiras (US$4,7 millones).

En el caso de Lufussa I excedente con bunker -30,5 MW-, generó 117 gigavatios (117.000 megavatios) y la ENEE registró la compra de energía por 565,6 millones de lempiras (US$28 millones).

Estos tres contratos citados anteriormente y los de Parkdale, Envasa y Nacional de Ingenieros son calificados de onerosos porque aportan poca energía y reciben jugosos ingresos.

Generación

La generación privada de energía comenzó a principios de la década anterior a liderar la matriz energética. Fue en 1993 cuando la ENEE firma el primer contrato con una planta privada, Electricidad de Cortés (Elcosa), lo que le permite paliar los racionamientos de ese año.

No obstante, un estudio preparado en 2002 por Ian Walker, hoy representante del BID en el país, y Juan Benavides, denominado: “Sostenibilidad de la reforma de la electricidad en Centroamérica -Estudio de caso de Honduras- considera que el balance de la oferta y la demanda fue mejorado a través de aumentos en la capacidad de generación privada usando los convenios de compra de energía o PPA.

Los expertos advirtieron que el “proceso ha sido engorroso y con frecuencia muy caro, debido a la mala planificación y a la falta de competencia”.

Agregan que “el balance de la capacidad disponible es demasiado inclinado a las pequeñas plantas con bajos costos de capital y altos costos variables. El resultado es un costo más alto que lo necesario en la generación”.

Un ejemplo de lo anterior es lo oneroso que resulta el contrato de Lufussa I, con una turbina de 39,5 megavatios movida con diésel, el que tiene un costo unitario de 29,86 centavos de dólar por kilovatio hora. Este valor es superior en 95% al costo del Kv/h generado por Lufussa III, planta de 237 megas que usa bunker, el que tiene un precio unitario de 15,30 centavos de dólar.

Sin embargo, la ENEE tiene en arrendamiento plantas generadoras con diésel -Hitachi y General Electric-, las que tienen un costo por kilovatio que oscila entre 40,59 y 44,39 centavos de dólares, respectivamente.