Mejora nivel de represas en Honduras, pero no resuelve el déficit

Tegucigalpa, Honduras

Con las copiosas precipitaciones que caen sobre el territorio hondureño, los principales embalses hidroeléctricos estatales reportaron una leve mejoría en sus niveles de almacenamiento, pero no lo suficiente para suplir la alta demanda de electricidad en varias regiones del país en donde los apagones son recurrentes.

Las primeras lluvias de la temporada han mejorado el caudal de los afluentes que abastecen las hidroeléctricas El Cajón, Cañaveral-Río Lindo, El Níspero y Patuca III, y se prevé que este invierno permitirá su recuperación a niveles óptimos, afectados en los últimos dos años por la prolongada sequía, según autoridades de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (Enee).

Antes de la pandemia y del inicio del invierno, Honduras ya enfrentaba un déficit acumulado de suministro de electricidad de al menos 250 megavatios (MW), el cual se agravó por el bajo nivel de las hidroeléctricas, especialmente El Cajón y la prolongada demora para poner a operar a Patuca III en Olancho.

1,523 Megavatios hora. Es el registro de la demanda máxima diurna de energía a nivel nacional en las últimas 48 horas, según el Operador del Sistema.

A finales de 2019 y principios de 2020, la Enee reportó una demanda promedio de electricidad de 1,605 megavatios a nivel nacional, siendo las horas de mayor consumo entre las 7:00 y 8:00 de la noche, frente a una capacidad instalada de 2,698 megas, de los cuales solo se disponía de 1,650 megavatios.

Mejoran niveles. Jorge Morazán, gerente de generación de la Enee, declaró a LA PRENSA que los últimos dos veranos fueron intensos y los inviernos malísimos, pero al inicio de la actual temporada lluviosa se ha comenzado con buen pie porque los embalses estatales registran una significativa recuperación de almacenamiento.

Por ejemplo, la represa Francisco Morazán (El Cajón) con una capacidad de generación de 300 MW, registró el año pasado su punto más bajo de 249 metros sobre el nivel del mar (msnm), pero esta semana ya reportaba un nivel de 253.90 msnm con relación a su nivel máximo que es 285 metros.

Actualmente este embalse está generando entre 240 y 250 MW.

Por su parte, Cañaveral-Río Lindo, que generan 29 y 80 MW, respectivamente, registraron esta semana una cota de 633.92 msnm frente a los 637.60 msnm que es su capacidad máxima.
La represa El Níspero, cuya capacidad de generación es de 22.5 MW, reportó esta semana 599.08 msnm, siendo su capacidad máxima 599.10 msnm, pero este embalse tiene la característica de no almacenar el vital líquido porque se trata de una planta a filo de agua.

Por último, Patuca III reportó esta semana una cota de 286.88 msnm, siendo su capacidad máxima de 290 msnm.

Esta planta con dos generadores tipo Kaplan de 104 megavatios comenzará a realizar las pruebas de generación en las próximas semanas, pero será hasta en octubre cuando comience a producir energía comercialmente al sistema interconectado.

“Esta planta no está todavía en operación comercial porque se están terminando algunos trabajos y no hemos llegado al nivel máximo de operación que es de 290 metros y hoy lo tenemos en 286.88”, confirmó.

Morazán dijo que aún no se ha llegado a los niveles máximos de almacenaje de las represas, pero “creemos que el invierno va bien y está lloviendo en las zonas de interés”.

Foto: La Prensa Patuca III alcanzó esta semana la cota de 286 metros, quedando a 4 para llegar a su nivel máximo de 290 metros. Ya se hacen descargas.

Déficit y disponibilidad

Expertos consultados por LA PRENSA indicaron que la recuperación de las hidroeléctricas es alentadora, pero no suficiente para resolver el enorme déficit de generación que enfrenta el país.

Guillermo Peña Panting, representante del Operador del Sistema (ODS), dijo que El Cajón, por ejemplo, sigue en rojo y en todo el año no ha pasado de 260 msnm, de modo que sigue persistiendo un déficit de generación en el país.

Hasta ayer, el Operador del Sistema reportó una demanda máxima diurna de energía en todo el país de 1,523 MW y de 1,458 MW en horas nocturnas para una demanda total de 1,380 MW.
De la generación despachada en las últimas 48 horas, el 43% es térmica, el 21% hidroeléctrica, el 9.8% solar o fotovoltaica y el 8% con base a carbón.

250 Es el déficit acumulado de generación de electricidad que viene registrando Honduras desde el año pasado.

Sobre este mismo tema, Miguel Aguilar, presidente del Sindicato de Trabajadores de la Enee (Stenee), afirmó que estos niveles de almacenamiento que registran las represas son buenos considerando que el invierno apenas comienza y esa energía adicional puede entrar al sistema, pero se debe blindar para que se pague a un costo económico más bajo.

Aguilar explicó que un problema adicional que está afectando el suministro de electricidad en las horas pico o de mayor demanda es el sobrecalentamiento de los transformadores e interruptores en las subestaciones, particularmente en la zona norte del país.

En ese sentido, el dirigente sindical dijo que es urgente hacer nuevas inversiones en líneas de transmisión, transformadores de potencia y ampliaciones en las redes de distribución para descargar los circuitos sobrecargados.

“Hay que buscar un alivio de carga con la construcción de nuevas líneas paralelas a fin de evitar esos constantes apagones”, afirmó.

Foto: La Prensa $La Junta Interventora anunció también el aumento de la capacidad de generación en Olancho y La Ceiba en los próximos 20 días.

Licitarán 360 megavatios para suplir la demanda de energía

La Comisión Interventora de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica ( Enee) remitió a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (Cree) los pliegos de licitación para la compra de 360 megavatios de electricidad para suplir la demanda de energía en 2021.

Gabriel Perdomo, miembro de la Comisión Interventora, informó que la adquisición de esta energía está apegada a los planes de expansión propuestos por el Operador del Sistema (ODS) y se espera que este proceso permita la compra de energía a mejores precios.

Sobre la situación de las represas de la Enee, Perdomo valoró que el aumento de los niveles de almacenamiento van a permitir contar con una reserva de electricidad para generar en los meses de verano que son muy secos.

“Los meses de verano son bastante críticos porque el déficit de demanda se acrecienta y en la medida que no tengamos ese respaldo de los embalses, pues se va a agravar la situación. Por eso para nosotros es importante tener en los embalses la mayor cantidad de agua posible y apoyar al mercado de oportunidad para que entren la mayor cantidad de generadores privados a través de este mecanismo para suplir los déficit de demanda que tenemos”, acotó.

Indicó que siempre se requerirá la compra de los 360 MW de energía, porque se requiere potencia firme con otras tecnologías para suplir la demanda en las horas pico ante cualquier contingencia con las plantas renovables, especialmente las hidroeléctricas. “Siempre se requieren las licitaciones y nosotros como Junta Interventora ya enviamos a la Cree los documentos para iniciar los procesos de licitación de los 360 MW porque la economía y la demanda crecen año con año y ya días se viene necesitando esta energía”, dijo.

Perdomo también informó que próximamente se enviará a la Cree la licitación para los próximos cinco años, así como está contemplado en el plan de expansión de generación del ODS”, agregó.

Olancho y La Ceiba

Con relación al problema de suministro que afecta a Olancho, Perdomo informó que se logró un acuerdo con Comercial Laeisz para atender la demanda con un cuarto motor adicional para llegar a una disponibilidad de generación de 17 MW, lo cual se complementará con la energía que genere Patuca III.

Dijo que la combinación de potencia térmica e hidroeléctrica le dará estabilidad al suministro en ese importante departamento. En el caso de La Ceiba, dijo que en los próximos 20 días Comercial Laeisz aumentará la capacidad de su planta en 79 MW, lo que mejorará el suministro en la zona del litoral atlántico.