En Centroamérica, los incidentes de centrales de generación interconectadas al Sistema Eléctrico Regional (SER) continúan siendo objeto de análisis para mejorar la gestión técnica y comercial del Mercado Eléctrico Regional (MER). Entre los vinculados a energías renovables, el Ente Operador Regional (EOR) ha señalado, durante el pasado mes de septiembre, algunos vinculados a pérdidas de generación fotovoltaica en el área de control de Honduras. Tal es el caso de un anuncio del 8 de septiembre, por un evento originado en la Planta Fotovoltaica Marcovia, que provocó la salida de aproximadamente 90 MW de capacidad solar.
Esto, consecuentemente llevó a la desconexión de 365.59 MW de carga debido a los esquemas de protección existentes en el SER para su resguardo. Posteriormente, el 16 septiembre se advirtió otra pérdida de generación fotovoltaica que llevó al disparo de la línea de interconexión 230 kV León I - Prados (Honduras-Nicaragua) ocasionando a su vez el disparo de la línea de interconexión a 400 kV Tapachula - Los Brillantes (México - Guatemala) por la activación del Esquema de Control Suplementario. "En Honduras, aunque muchas centrales tienen inversores con la capacidad técnica de poder resistir huecos de tensión, no fueron ajustados correctamente porque no había una norma nacional ni regional que oriente u obligue a hacerlo, causando ese tipo de disparos en el sistema", consideró José Antonio Morán Maradiaga, gerente general de ESCO Honduras. Estas problemáticas se vieron con mayor frecuencia en años anteriores, según recordó Morán, quien en aquel entonces se desempeñaba como comisionado en la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). 
José Antonio Morán - ESCO Honduras "Fueron evidenciadas a partir de 2021, porque en ese año -por varias razones- hubo muchos cortocircuitos en la red de 230 kV, sobre todo en la zona sur de Honduras donde hay una alta concentración de generación solar de centrales construidas con tecnologías de 2014 para atrás". De acuerdo con el especialista del mercado, estos incidentes deberían continuar disminuyendo su frecuencia con la entrada en vigencia de la nueva "Norma Técnica Transitoria de los Servicios Complementarios de Control de Voltaje y Potencia Reactiva, y Desconexión de Cargas" aprobada por la CREE el pasado mes de agosto.
Ahora bien, también advirtió que no todas se podrán alinear. "La principal motivación de la CREE fue precisamente establecer una normativa que permitiera exigir a los centrales generadores implementar controles adecuados y ajustes adecuados a aquellos que pudieran.
Pero hay unas centrales que no tienen la posibilidad técnica de hacerlo.
Entonces, van a seguirse disparando estos eventos. El costo de la adaptación es otro tema en discusión en estos momentos, ya que los privados vinculados a estos proyectos estarían evaluando cláusulas en sus contratos de suministro para manejar este tipo de cambios regulatorios que requieren que hagan nuevas inversiones. "Los generadores en general sí están de acuerdo en hacer las modificaciones necesarias, pero hay que considerar que en aquellos casos que ocupan cambios de equipos, significa una inversión que puede ser significativa", indicó Morán. Según el gerente general de ESCO Honduras, muchos de ellos firmaron PPA con la ENEE entre el 2014 y el 2015 y no tenían esas obligaciones, porque no existía la norma técnica actualmente en vigencia.
Por lo que en los siguientes meses va a ser necesario definir quién se hace cargo de los costos de implementación de esos controles. "La gran mayoría de generadores solares, renovables en general, les tienen pendientes pagos de 12 meses y más.
Ahí es donde se complica la cosa, ¿verdad? Porque entonces la discusión no es si están dispuestos, porque estamos claros que hay que hacer algo para resolver esta situación y a nadie le conviene que haya disparos en el sistema, la situación se torna compleja cuando se les pide corregir esto haciendo inversiones, pero al mismo tiempo se mantienen facturas pendientes de más de 12 meses. ¿Cómo se hace?", planteó.