La nueva licitación de alrededor de 600 MW anunciada por Honduras ya comenzó a recorrer su camino regulatorio. La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) solicitó a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) la elaboración de los términos de referencia y, en paralelo, trabaja sobre las bases que regirán la convocatoria.
El proceso será de corto plazo, con una duración prevista de cinco años, según confirmó Leonardo Deras, comisionado de la CREE, a Energía Estratégica.
El próximo hito llegará rápidamente. “El límite para las bases, estudios y aprobaciones a la de corto plazo es este mes de octubre”, precisó.
El procedimiento también establece tiempos específicos. Una vez que la CREE notifica los términos de referencia, la Junta de Licitación dispone de hasta 30 días para presentar las bases y el regulador cuenta con otros 15 días para aprobarlas o solicitar modificaciones. Una vez aprobadas, la convocatoria debe publicarse dentro de un máximo de diez días.
La necesidad de reforzar la contratación aparece además reflejada en las proyecciones del sistema. El Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2026-2035 estima que la potencia firme disponible pasaría de 2053 MW en 2027 a 2004 MW en 2028 y apenas 1227 MW en 2029, principalmente por vencimientos contractuales, retiro de centrales que operan en el mercado de oportunidad y la salida de unidades arrendadas.
La brecha se profundizaría si no ingresa nueva capacidad. Para 2035, el mismo escenario proyecta solamente 890 MW de potencia firme disponible frente a una demanda máxima de 2921 MW, lo que arrojaría un déficit de aproximadamente 2031 MW.
A esto se suma la exposición del sistema a las condiciones hidrológicas. Para 2026, la planificación utilizada por la CREE prevé una generación total de 11879,76 GWh, de los cuales 29,59% provendría de centrales hidroeléctricas y 46,54% de generación térmica convencional.
“La reforma deja un espacio de desarrollo de licitaciones de corto plazo debido a emergencias hídricas como la que se avecina para los próximos tres años”, señaló Deras.
El costo de recurrir a generación no contratada también aporta contexto. Para 2026, la CREE calculó un costo medio de USD 113,45/MWh para la generación térmica bajo contratos, frente a USD 172,74/MWh para la térmica adquirida en el Mercado Eléctrico de Oportunidad, una diferencia superior al 50%. El costo medio previsto para toda la generación del sistema se ubicó en USD 125,87/MWh.
Los 1500 MW seguirán adelante
La contratación de corto plazo se desarrollará en paralelo al proceso de mayor escala que Honduras viene reformulando.
“Efectivamente se modificarán las bases de licitación manteniéndose los 1500 MW, privilegiando las renovables”, confirmó Deras.
El diseño que estaba vigente antes de esta nueva revisión contemplaba una capacidad de hasta 1.500 MW más un margen de reserva del 10%, para un máximo de 1650 MW, la participación de tecnologías renovables y no renovables y contratos por 15 años.
Seguir leyendo
También establecía distintas etapas de entrada en operación durante 2028, 2029 y 2030. Entre agosto de 2025 y marzo de 2026, la CREE aprobó cuatro enmiendas sobre las bases de ese proceso.
Ahora parte de esa arquitectura volverá a modificarse.
“Lo del concepto BOT está totalmente descartado y es una figura que no existe ya en el texto de la reforma”, afirmó el comisionado.
La modalidad Build, Operate and Transfer (BOT) sí estaba incorporada en el esquema anterior. De hecho, el último informe trimestral de la CREE señalaba que esa modalidad se encontraba bajo evaluación dentro de las bases de la licitación de largo plazo.
Deras adelantó además que se modificarán los plazos de entrada y se aplicará un método de evaluación mediante subasta inversa.
En este punto, el procedimiento parte de un antecedente ya desarrollado. Las bases anteriores contemplaban rondas sucesivas descendentes acompañadas por un modelo de optimización destinado a reducir el costo total de compra. Por lo tanto, las nuevas bases deberán determinar cómo queda estructurado ese mecanismo dentro del proceso reformulado.
El almacenamiento busca su lugar en las bases
Otro de los puntos que deberá terminar de definirse es la participación de los sistemas de almacenamiento.
“La reforma ya contempla las baterías autónomas y las híbridas asociadas a proyectos renovables, se analiza la forma como deberán aparecer en las bases de licitación”, explicó Deras.
Honduras ya había avanzado en la regulación técnica de esta tecnología antes de la actual reforma. En abril de 2025, la CREE modificó distintas normas para incorporar sistemas de almacenamiento y centrales de generación híbridas a la planificación y operación del sistema eléctrico.
La dimensión que podría alcanzar esta tecnología también aparece en el plan de expansión. Entre las alternativas utilizadas para modelar el futuro del sistema se incluyen 140 MW de almacenamiento autónomo en baterías, 450 MW de eólica con baterías y 3.055,8 MW de solar fotovoltaica con almacenamiento.
Estas cifras no corresponden a proyectos adjudicados ni a una cartera en construcción, sino al conjunto de tecnologías candidatas que utiliza el CND para evaluar distintas alternativas de expansión. Además, en el caso de la solar con almacenamiento, el plan contempla tanto baterías como centrales hidroeléctricas de bombeo.
Honduras empieza así a configurar dos procesos con objetivos y horizontes diferentes. Por un lado, la convocatoria cercana a 600 MW buscará atender necesidades de corto plazo mediante contratos por cinco años; por otro, el proceso de 1.500 MW continuará orientado a incorporar capacidad estructural, aunque con una reformulación de sus condiciones.
Para el primero, octubre será el próximo punto de inflexión, según Deras. En el segundo, todavía queda por conocerse cómo se traducirán en las nuevas bases la eliminación del BOT, los nuevos plazos de entrada, la mayor participación renovable y las reglas específicas para el almacenamiento.