Honduras avanza con la incorporación de 80 MW procedentes del Mercado Eléctrico Regional (MER) para reforzar el abastecimiento y reducir la exposición a compras de emergencia. Los contratos contemplan 50 MW desde Panamá y 30 MW desde Nicaragua, con un precio informado de alrededor de 8 centavos de dólar por kWh.
La operación coincide con el debate de una reforma de 18 artículos que busca reorganizar el subsector, modificar la estructura institucional de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y redistribuir funciones vinculadas con la generación, transmisión, distribución y operación del sistema. La iniciativa ya superó dos debates y quedó pendiente de la última instancia legislativa.
Ambos procesos responden a horizontes diferentes. La contratación regional atiende una necesidad inmediata de potencia, mientras que la discusión normativa determinará cómo Honduras incorporará nueva capacidad, administrará sus redes y movilizará inversiones durante los próximos años.
El acuerdo también expone uno de los principales desafíos del mercado: planificar las contrataciones con precios previsibles, evitando que las necesidades urgentes obliguen a comprar electricidad bajo condiciones menos competitivas en el mercado de oportunidad.
Honduras participa en el MER y cuenta con interconexiones regionales con Guatemala, El Salvador y Nicaragua. Esta infraestructura permite importar o exportar electricidad según la disponibilidad de generación, las necesidades del sistema y las ofertas presentadas por los agentes habilitados.
Los 80 MW fueron asignados mediante un procedimiento competitivo impulsado por la ENEE, que mantiene su papel de comprador dentro del esquema vigente. El proceso comenzó durante la Administración anterior y completó posteriormente su trámite legislativo.
El precio cercano a 8 centavos de dólar por kWh cobra relevancia frente a otras referencias del mercado hondureño. Según la información aportada para este artículo, algunos contratos eólicos se ubicarían alrededor de 14 centavos por kWh y determinados acuerdos solares rondarían los 11 centavos, aunque cada valor depende de la tecnología, la fecha de adjudicación y las condiciones pactadas.
La diferencia de precios demuestra la importancia del momento de contratación. Cuando la demanda debe cubrirse de forma inmediata, disminuye el margen de negociación del comprador y aumenta la exposición a valores más elevados.
La integración centroamericana funciona así como una herramienta complementaria para afrontar el verano, restricciones de generación o contingencias operativas. Las importaciones, sin embargo, no sustituyen la incorporación de capacidad local, la ampliación de las redes ni la reducción de las pérdidas técnicas y no técnicas.
La reforma que redefiniría a la ENEE
El Congreso analiza una transformación que contempla cambios en la organización de la ENEE y la creación de un operador independiente encargado del sistema y del mercado. La propuesta también incorpora el almacenamiento al marco regulatorio y amplía los mecanismos de contratación entre generadores, comercializadores y consumidores.
Uno de los ejes de la discusión es el eventual reemplazo del modelo de comprador único por un esquema con mayor competencia. Bajo esa arquitectura, determinados usuarios quedarían habilitados para negociar su suministro con otros proveedores, de acuerdo con umbrales y condiciones que todavía forman parte de las conversaciones legislativas.
La propuesta inicial reduciría el límite aplicable a los grandes consumidores, actualmente situado en 5 MW, hasta un nivel cercano a 100 kW. La modificación ampliaría significativamente el universo de clientes que podrían celebrar contratos directos, aunque su alcance definitivo dependerá del texto aprobado.
La apertura podría generar oportunidades para nuevos proyectos renovables, sistemas de almacenamiento y acuerdos bilaterales. Al mismo tiempo, plantea interrogantes sobre las funciones que conservará la empresa pública, las condiciones de acceso a la infraestructura y la remuneración por el uso de las redes de transmisión y distribución.
La reorganización prevé establecer unidades o empresas diferenciadas dentro de la estructura estatal para administrar las distintas actividades. El Congreso sostiene que el objetivo consiste en modernizar la compañía sin transferir su propiedad ni sus activos estratégicos al sector privado.
“Esta ley por ningún motivo va a privatizar; lo que está buscando es rescatar la Empresa Nacional de Energía Eléctrica”, afirmó Tomás Zambrano, presidente del Congreso Nacional, al defender el proyecto impulsado por el Ejecutivo.
La posición oficial vincula la reforma con la necesidad de mejorar el funcionamiento de las áreas de transmisión, distribución, generación y comercialización. El dictamen también incorpora disposiciones destinadas a proteger la propiedad estatal de la infraestructura considerada estratégica.
“Lo que se está creando son empresas dentro de la misma Empresa Nacional de Energía Eléctrica para mejorar lo que es la transmisión, la distribución y la comercialización del servicio energético en nuestro país”, explicó un diputado oficialista durante el tratamiento parlamentario.
La separación de funciones apunta a transparentar costos y responsabilidades operativas, aunque su implementación requerirá definir cómo se distribuirán los activos, pasivos, contratos y obligaciones financieras de la ENEE.
El debate también alcanza al control del despacho. La propuesta prevé trasladar funciones y recursos del Centro Nacional de Despacho hacia un nuevo organismo, cuya composición, gobernanza y grado de independencia continúan bajo análisis.
Las observaciones legislativas se concentran en la participación que tendrán los agentes públicos y privados dentro del futuro operador. El diseño deberá evitar conflictos de interés entre quienes compiten en el mercado y quienes toman decisiones sobre la programación y el despacho de las centrales.
También se discute cómo las compañías privadas utilizarán líneas de transmisión, redes de distribución y subestaciones estatales. El marco definitivo tendrá que establecer tarifas de acceso, compromisos de inversión, reglas de conexión y condiciones competitivas que impidan tratamientos preferenciales.
Otro punto bajo revisión es la capacidad de la ENEE para competir dentro del nuevo esquema. Una apertura que excluya a la estatal de determinados segmentos podría debilitar su posición comercial y acelerar la salida de los usuarios con mejores perfiles de consumo y pago.
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Por ello, la definición de las reglas deberá equilibrar el ingreso de capital privado con la sostenibilidad de la compañía pública. La competencia puede ampliar las opciones de suministro, pero también exige mecanismos que eviten trasladar a la ENEE los clientes de mayor riesgo y las obligaciones menos rentables.
Las diferencias alrededor del nuevo mercado
La reforma todavía no alcanza un consenso pleno entre las principales fuerzas políticas. Las discusiones incluyen propuestas para sanear financieramente a la ENEE, combatir el hurto, reducir pérdidas y reforzar la supervisión de las instituciones que administrarán el mercado.
El debate reúne al Partido Nacional, que encabeza el actual Gobierno; al Partido Liberal; y a Libertad y Refundación (Libre), fuerza de orientación reformista y de izquierda que condujo la Administración anterior.
Las diferencias no se limitan a una división entre oficialismo y oposición. Dentro de los propios espacios políticos existen posiciones distintas sobre la velocidad de la apertura, el gobierno corporativo del nuevo operador y el tratamiento de los activos públicos.
Una de las preocupaciones consiste en separar las áreas de generación, transmisión y distribución sin disponer previamente de una valoración completa de la infraestructura y las obligaciones financieras. Una división institucional sin criterios claros podría trasladar los desequilibrios existentes hacia las nuevas entidades.
La composición del operador representa otro punto sensible. El organismo deberá contar con independencia técnica y capacidad de fiscalización, sin quedar sujeto al control directo de los mismos participantes cuyas operaciones tiene que coordinar.
La discusión tampoco puede desligarse de las pérdidas del sistema. La reforma se presenta como una herramienta para mejorar la eficiencia, pero su resultado dependerá de medidas operativas, comerciales y tecnológicas que permitan recuperar energía no facturada y aumentar la recaudación.
El futuro marco tendrá que conciliar cuatro objetivos: preservar la propiedad pública de la infraestructura estratégica, facilitar nuevas inversiones, garantizar neutralidad en el despacho y evitar un deterioro adicional de las finanzas de la ENEE.
La calidad de la reglamentación será tan importante como el texto legislativo. La separación de funciones, el acceso abierto a las redes y la participación de nuevos comercializadores requerirán procedimientos transparentes, información pública y capacidad regulatoria suficiente.
Una licitación de 1500 MW en el horizonte
La definición normativa tendrá un efecto directo sobre la licitación de 1500 MW prevista para incorporar generación renovable, capacidad térmica y almacenamiento. El proceso representa la contratación eléctrica más importante de Honduras en las últimas décadas.
La convocatoria busca cubrir el crecimiento de la demanda, fortalecer la seguridad de suministro y reducir la dependencia de adquisiciones de emergencia. Su desarrollo, sin embargo, quedó condicionado a la aprobación de la reforma y la adjudicación fue trasladada a 2027 para brindar mayor certidumbre antes de comprometer los contratos.
Tras la sanción del nuevo marco, el Gobierno prevé elaborar las bases y condiciones para que los desarrolladores preparen sus ofertas. El cronograma dependerá de la velocidad con la que se resuelvan la reorganización de la ENEE, las garantías de pago y el modelo de contratación.
El sector privado considera que el resultado estará condicionado por la claridad de las reglas, la seguridad jurídica, la asignación de riesgos y la bancabilidad de los contratos. La Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) y la Asociación Hondureña de Pequeños Productores de Energía Renovable (AHPPE) han relacionado la competitividad de las ofertas con la estabilidad del nuevo marco regulatorio.
Los plazos contractuales también influirán en los precios. Periodos reducidos dificultan la amortización de los proyectos y pueden elevar las tarifas ofertadas, especialmente cuando existen incertidumbres sobre la transmisión, las garantías soberanas o el riesgo de la contraparte compradora.
La situación financiera de la ENEE representa otro componente determinante. La compañía acumula una deuda estimada en más de USD 4500 millones, mientras los retrasos en los pagos a generadores han deteriorado la confianza de desarrolladores, entidades financieras y proveedores.
Una contraparte con problemas de liquidez eleva la percepción de riesgo, dificulta el cierre financiero y encarece el capital. El saneamiento de la estatal será tan relevante como la reforma regulatoria para que la futura licitación atraiga inversiones y reciba precios competitivos.
Durante la gestión anterior, el exministro de Energía Erick Tejada presentó la modernización del mercado, la reducción de pérdidas y la licitación de 1500 MW como componentes de una misma hoja de ruta. Su balance incluyó inversiones cercanas a USD 1000 millones en generación, transmisión y distribución, además de una reducción de casi cuatro puntos porcentuales en las pérdidas de la ENEE.
Tras el cambio de Gobierno en 2026, el mercado aguarda definiciones sobre la continuidad del proceso, el cronograma de la convocatoria y la reorganización institucional de la compañía estatal.
Los desarrolladores consideran que mantener señales regulatorias coherentes será determinante para recuperar la confianza y evitar una mayor dependencia de contrataciones urgentes. La pausa puede utilizarse para corregir el diseño de la licitación, pero una demora prolongada aumentaría el riesgo de déficit y postergaría inversiones necesarias.
El almacenamiento también ocupa un lugar estratégico. Las baterías permitirían gestionar la variabilidad de la generación renovable, desplazar electricidad hacia las horas de mayor demanda y disminuir el uso de centrales térmicas con mayores costos variables.
Su despliegue requiere reglas específicas para remunerar los servicios prestados, acceder a la red y participar en el despacho. La inclusión de esta tecnología en el nuevo esquema amplía las oportunidades de inversión, aunque su alcance dependerá del texto definitivo y de su posterior reglamentación.
La compra de 80 MW a través del MER ofrece una referencia concreta sobre el valor de anticipar las necesidades y utilizar la competencia regional. El acuerdo permite atender requerimientos inmediatos con un precio inferior al registrado en determinados contratos locales y episodios de emergencia.
La sostenibilidad del sistema dependerá de combinar adquisiciones regionales competitivas, nueva capacidad instalada, redes suficientes y una ENEE financieramente viable. La reforma definirá quién operará el mercado, cómo se remunerará la infraestructura y bajo qué condiciones se movilizará el capital necesario para desarrollar los próximos 1500 MW.