Honduras alcanzó una versión consensuada de su reforma eléctrica que preserva en la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) la propiedad de los activos de generación, transmisión y distribución, pero mantiene la reorganización de la compañía mediante subsidiarias y una nueva arquitectura para operar el mercado.
El documento fechado el 12 de agosto dispone que cualquier cambio en la naturaleza pública de esos bienes, activos o acciones requerirá dos terceras partes del Congreso Nacional, equivalentes a 86 votos. Las subsidiarias podrán utilizarlos, operarlos, mantenerlos y ampliarlos, aunque no recibirán su dominio.
La definición resulta clave para un sector que también espera la licitación de 1500 MW, el proceso de contratación que marcará buena parte de la próxima expansión de generación de Honduras y cuya adjudicación fue proyectada para 2027. Las reglas resultantes de la reforma, la situación financiera de la estatal y la gobernanza institucional condicionarán el escenario en el que competirán los futuros proyectos.
La propuesta atravesó sucesivas modificaciones desde que el Poder Ejecutivo remitió su versión al Congreso el 2 de junio. El 16 de junio se discutió el dictamen en primer y segundo debate, el Partido Liberal presentó una contrapropuesta el 11 de agosto y, un día después, las fuerzas políticas llegaron al documento consensuado.
El recorrido legislativo modificó especialmente el tratamiento patrimonial de la ENEE. La propuesta inicial permitía aportar activos de generación, transmisión y distribución al patrimonio de las nuevas subsidiarias, mientras la matriz conservaría el 100% de sus acciones. El esquema acordado separa ahora de forma expresa la titularidad de los bienes de su gestión.
Desde la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) se presentó entre los avances del proceso el objetivo de “prohibir la venta o privatización de la ENEE y blindar sus activos estratégicos”. La entidad también sintetizó los criterios que guiaron la negociación en “cero favoritismos, cero costos escondidos y mejor servicio para el abonado”.
Con el nuevo esquema, las subsidiarias recibirán derechos exclusivos sobre la infraestructura asignada durante períodos no inferiores a 30 años, mediante convenios de administración que les permitirán operar, mantener, mejorar y ampliar las instalaciones.
Esas empresas podrán administrar los ingresos y beneficios económicos derivados de su actividad y tendrán autonomía sobre la gestión de los bienes que utilicen. Los convenios también deberán establecer responsabilidades, inversiones, seguros y tratamiento contable conforme a las Normas Internacionales de Información Financiera.
La norma suma una protección específica para predios, embalses, franjas de protección, instalaciones y zonas de influencia de las centrales hidroeléctricas, declarados bienes de dominio público, inembargables, intransferibles e inalienables, además de quedar comprendidos dentro de la seguridad nacional y el interés social.
El blindaje fue uno de los puntos que destrabaron parte de la discusión. Fuentes cercanas a Energía Estratégica señalaron que la incorporación de estas salvaguardas es vista favorablemente por sectores que respaldan la reforma, al considerar que responde a las objeciones sobre una eventual privatización.
Esa misma lectura atribuye parte de las demoras del tratamiento a la negociación política entre las bancadas, particularmente después de la contrapropuesta presentada por el Partido Liberal. La expectativa inicial era alcanzar una definición antes, aunque las diferencias internas prolongaron la construcción del acuerdo.
La versión opositora, por otra parte, puso el énfasis en un frente distinto. La preocupación ya no se concentra únicamente en la propiedad de la ENEE, sino en quién tendrá capacidad de decisión dentro del nuevo diseño institucional, especialmente en el despacho y en la conformación de los organismos encargados de conducir y fiscalizar el subsector.
De allí surge uno de los interrogantes que acompañará la implementación: hasta qué punto la separación de actividades podrá aumentar la eficiencia y competencia sin concentrar capacidad de influencia en determinados agentes del mercado.
Nuevo operador y otro equilibrio de poder
Una de las transformaciones de mayor alcance será la consolidación del Operador del Sistema y del Mercado (OSM) como entidad independiente encargada de la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional y de la administración del mercado eléctrico.
Su dirección general quedará en manos de una Junta Directiva de diez integrantes, con dos representantes de empresas transmisoras, dos de generadores —uno renovable y otro no renovable—, dos de comercializadoras, dos de distribuidoras y dos de consumidores calificados que actúen como agentes.
La administración cotidiana corresponderá a un director ejecutivo, mientras el personal deberá incorporarse mediante concursos públicos de méritos bajo principios de transparencia, igualdad de oportunidades e idoneidad.
La composición del OSM constituye precisamente una de las objeciones planteadas en privado durante el debate. Una fuente del subsector advirtió que la presencia directa de agentes privados dentro de su Junta Directiva obliga a prestar especial atención a los mecanismos de fiscalización y a las garantías de neutralidad del despacho.
La misma visión crítica extendió la preocupación hacia la futura integración de la CREE y señaló que la independencia efectiva del regulador será determinante para evitar que los intereses de generadores, distribuidores o fuerzas políticas condicionen las reglas del mercado.
La versión consensuada establece que la CREE estará integrada por tres comisionados nombrados por la Presidencia a propuesta de una Junta Nominadora compuesta por representantes de la Secretaría de Energía, el Consejo Hondureño de la Empresa Privada y las facultades de ingeniería de las universidades hondureñas. Sus períodos serán de seis años y los nombramientos deberán realizarse de manera escalonada.
El documento también dispone de independencia funcional, presupuestaria y financiera para el regulador, junto con procedimientos específicos para nombrar y remover a sus autoridades.
Fuentes que observan críticamente el proceso indicaron además que los lobbies vinculados con los propios agentes eléctricos tienen una participación visible en la discusión, mientras identifican una presencia menor de universidades y organizaciones sociales en el debate público.
Esta lectura difiere de la posición que considera que la participación de los distintos segmentos permitirá distribuir el poder y evitar la concentración de decisiones. La prueba estará en los mecanismos de gobernanza, control y resolución de conflictos que acompañen al nuevo modelo.
Tejada advierte sobre la apertura de la distribución
Entre las voces críticas se encuentra el exsecretario de Energía de Honduras Erick Tejada, quien cuestionó tanto la necesidad de aprobar una nueva legislación como las consecuencias que podría tener una apertura amplia del mercado.
“Hay fuerte rechazo de la población a la reforma porque se considera que lleva a la privatización de la ENEE al formar sociedades anónimas”, señaló Tejada.
El exfuncionario planteó que las dificultades estructurales de la compañía estatal pueden abordarse mediante modificaciones al marco normativo existente.
“Nuestra postura es que no es necesaria la ley si lo que se pretende es abordar los problemas históricos y estructurales de la empresa y del subsector”, manifestó.
Entre las alternativas mencionó modificaciones reglamentarias, la Ley General de la Industria Eléctrica y el Decreto 46-2022, además de intervenciones sobre deuda, morosidad e inversiones.
El exfuncionario también incorporó a su análisis los resultados obtenidos previamente en materia de pérdidas eléctricas.
“Ya el Programa Nacional de Reducción de Pérdidas había reducido 4.05% en los últimos 30 meses y ese esfuerzo se canceló por el nuevo gobierno”, afirmó.
Su principal reparo apunta al momento en que se produciría una mayor competencia en distribución, mientras la compañía estatal todavía presenta desequilibrios económicos.
Seguir leyendo
“Mientras la ENEE no supere su déficit operativo, dejarla sin clientes ante una apertura total del mercado de Distribución provocaría mayor impago a generadores y una crisis mayor e insalvable”, advirtió Tejada.
La versión acordada parte, de hecho, de un diagnóstico que reconoce una situación financiera crónicamente deficitaria de la ENEE y niveles elevados de pérdidas técnicas y no técnicas, y propone la separación de funciones como una de las herramientas para mejorar eficiencia, sostenibilidad financiera, transparencia y calidad del servicio.
La deuda sigue en el centro de la discusión
La salud financiera de la ENEE constituye uno de los principales condicionantes de cualquier transformación del mercado, independientemente del formato institucional que finalmente se implemente.
A marzo de 2026, la deuda con generadores privados alcanzaba 17.385 millones de lempiras, equivalentes entonces a alrededor de 655 millones de dólares, mientras actores empresariales advertían retrasos de entre cuatro y siete meses en los pagos.
El deterioro de la cadena de cobros repercute directamente sobre la bancabilidad de nuevos proyectos. La menor previsibilidad de los ingresos incrementa la percepción de riesgo de bancos e inversores, eleva las exigencias financieras y puede terminar trasladándose a los precios ofertados en futuras contrataciones.
Desde la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER), Eduardo Bennaton ya había definido este escenario como un problema de “confianza país”, por su capacidad de influir sobre la decisión de mantener capital en Honduras o redirigirlo hacia otros mercados.
La reforma establece criterios para distribuir contratos, personal, responsabilidades y pasivos entre las unidades surgidas de la reorganización, pero la sostenibilidad de las nuevas empresas requerirá además ingresos suficientes, disciplina de pago y una estructura tarifaria consistente.
El diseño incluye también cambios en el tratamiento de los subsidios, que deberán contar con una fuente explícita de financiamiento público para evitar que una categoría de consumidores absorba costos correspondientes a otra.
La cuestión financiera conecta las críticas de Tejada con una preocupación que también aparece en el sector privado, aunque desde perspectivas diferentes: sin resolver la cadena de pagos y el riesgo crediticio, la reorganización institucional tendrá un alcance limitado para reactivar inversiones.
Los 1500 MW elevan la presión sobre la reforma
La transformación coincide con la licitación de 1500 MW, concebida para incorporar nueva generación renovable, capacidad térmica y almacenamiento con el objetivo de acompañar el crecimiento de la demanda y reforzar la confiabilidad del sistema.
El proceso adquirió una relación directa con la reforma porque los futuros participantes necesitarán conocer quién asumirá las obligaciones de compra, qué garantías respaldarán los contratos, cómo funcionará el despacho y cuáles serán las reglas aplicables a las nuevas empresas eléctricas.
La Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPPE) viene vinculando la competitividad de la convocatoria con la resolución de ese frente regulatorio y financiero. La organización sostiene que la certidumbre jurídica y reglas claras serán necesarias para reducir riesgos y atraer ofertas competitivas.
La licitación fue proyectada para una adjudicación en 2027, después de que el calendario se desplazara mientras el país avanzaba en la revisión de su marco eléctrico.
El resultado de la reforma incidirá directamente sobre el costo de capital de los participantes. Una mayor percepción de riesgo contractual, regulatorio o de pago puede reflejarse en las ofertas, mientras un esquema previsible ampliaría las posibilidades de competencia entre desarrolladores.
El proceso tendrá además que articularse con las necesidades de capacidad firme y flexibilidad del sistema. La incorporación de renovables variables requerirá que la nueva expansión contemple almacenamiento, respaldo y redes capaces de integrar mayores volúmenes de generación.
Renovables, almacenamiento y autoconsumo ganan terreno
La versión consensuada incorpora disposiciones específicas para generación renovable, almacenamiento, autoconsumo y respuesta de la demanda, ampliando el alcance de la reforma más allá de la reorganización de la ENEE.
La generación y los sistemas de almacenamiento podrán participar en condiciones de igualdad dentro del mercado. Las reglas y tarifas de red tampoco deberán discriminar a las baterías ni desincentivar la autogeneración, el autoconsumo o la respuesta de la demanda.
Los sistemas de almacenamiento que participen en el mercado podrán retirar electricidad para cargarse sin que esa operación sea considerada consumo final, ni quede sujeta a los cargos y peajes aplicables al abastecimiento de consumidores finales. La posterior inyección deberá ajustarse a las condiciones técnicas, comerciales y operativas que establezca la reglamentación.
El tratamiento es especialmente relevante para proyectos híbridos y baterías, debido a que una mayor penetración solar y eólica incrementará la necesidad de flexibilidad para desplazar generación entre diferentes horas y prestar servicios complementarios.
El texto también incorpora un incentivo específico para el mercado residencial. Las familias hondureñas podrán adquirir paneles solares, inversores, baterías y demás equipos necesarios para sistemas solares en viviendas sin pagar Impuesto sobre Ventas, derechos arancelarios y otros tributos aplicables.
Los requisitos, límites de capacidad y mecanismos de control deberán definirse posteriormente mediante reglamentación, por lo que la escala del beneficio dependerá de las condiciones que se establezcan durante la implementación.
Subsidiarias con autonomía y diez años de exención
La reorganización incorpora además un régimen fiscal específico para las compañías que surjan de la separación de las actividades de la ENEE.
Las subsidiarias estarán exentas del Impuesto sobre la Renta durante diez años desde que la escisión adquiera plena eficacia. También se contemplan exoneraciones sobre aranceles, tasas, impuestos y gravámenes relacionados con su constitución, capitalización y determinados traspasos derivados del proceso de modernización.
La ENEE matriz conservará el 100% de las acciones y actuará como titular y custodio de los bienes estatales, mientras las nuevas sociedades deberán disponer de autonomía operativa, técnica y administrativa.
Esta configuración introduce uno de los desafíos centrales de la próxima etapa: combinar independencia empresarial con propiedad completamente estatal y mantener una planificación coordinada entre generación, transmisión y distribución.
Las futuras reglas de gobierno corporativo serán determinantes para establecer responsabilidades, reducir conflictos de interés y delimitar la relación entre la matriz, sus subsidiarias, la CREE y el OSM.
Una reforma más blindada, pero con preguntas abiertas
El acuerdo del 12 de agosto consiguió acercar posiciones alrededor de uno de los asuntos más sensibles del proceso: el destino del patrimonio de la ENEE. Los activos permanecerán bajo la matriz y cualquier alteración de su carácter público requerirá 86 votos del Congreso.
Las diferencias se concentran ahora en otros componentes del diseño: la gobernanza del OSM y la CREE, la autonomía de las subsidiarias, la apertura del mercado, la recuperación financiera de la estatal y la capacidad de impedir que determinados actores concentren influencia sobre el subsector.
El texto consensuado intenta conjugar dos objetivos que marcaron la negociación: conservar la propiedad pública de la infraestructura estratégica y avanzar hacia una organización con funciones separadas, mayor competencia y nuevas posibilidades de participación privada.
Para los sectores que acompañan la reforma, las modificaciones introducidas en el Congreso ofrecen suficientes resguardos para avanzar con ese cambio. Desde las posiciones críticas persisten interrogantes sobre el control efectivo de las instituciones y sobre la conveniencia de ampliar la competencia mientras la ENEE mantiene un déficit operativo.
La próxima etapa trasladará esa discusión desde el texto legal hacia su aplicación. La conformación de las instituciones, la reglamentación y el saneamiento financiero determinarán si el nuevo esquema consigue mejorar la operación sin generar desequilibrios adicionales.
Con la contratación de 1500 MW todavía pendiente, el resultado tendrá además una consecuencia directa para desarrolladores y financiadores: definir el nivel de certidumbre con el que Honduras afrontará su próximo ciclo de inversiones en generación, renovables y almacenamiento.