El Congreso Nacional aprobó una reforma de alcance estructural sobre la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) de 2014, denominada Ley de Justicia Energética, con modificaciones que alcanzan a la generación, almacenamiento, transmisión, distribución y comercialización de electricidad.
Entre los principales cambios se encuentra la recuperación de un Operador del Sistema y del Mercado (OSM) independiente, la reorganización de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) en subsidiarias de generación, transmisión y distribución y una mayor apertura para la participación privada en diferentes segmentos del sector. La ENEE permanecerá como empresa matriz y los activos continuarán bajo propiedad estatal.
“El objetivo de esta segunda reforma a la Ley General de la Industria Eléctrica de 2014 es retomar la liberalización del mercado de electricidad después de los malos resultados de la estatización del sector”, señaló Leonardo Enrique Deras Vásquez, comisionado vocal de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en diálogo con Energía Estratégica.
La transformación encuentra a Honduras con una participación renovable significativa, pero con necesidades crecientes de inversión en infraestructura y flexibilidad. Como referencia, el Plan Indicativo de Expansión de la Generación 2026-2035 toma como base una capacidad instalada de 3296,83 MW en 2024, de la cual el 60,5% correspondía a fuentes renovables.
Dentro de ese total, la hidroelectricidad aportaba 927,4 MW; la energía solar fotovoltaica, 549,9 MW; la biomasa, 239,83 MW; la eólica, 238,1 MW; y la geotermia, 40 MW.
BESS gana un lugar explícito en el mercado
Uno de los puntos con mayor impacto para las nuevas inversiones es el almacenamiento. La reforma reconoce expresamente a los sistemas stand-alone y a las centrales híbridas con almacenamiento dentro de la categoría de empresas o agentes generadores, despejando parte de la incertidumbre que hasta ahora rodeaba su participación en el mercado.
“En esta ley aparece por primera vez un nuevo agente, el agente generador-almacenador, que permite dar señales claras para inversión en centrales de almacenamiento autónomo que operen mediante arbitraje”, explicó Deras.
El texto aprobado contempla además que los sistemas de almacenamiento puedan recibir pagos por capacidad en función de su disponibilidad certificada. La energía retirada de la red para cargar las baterías tampoco será considerada consumo final, mientras que la CREE deberá desarrollar reglas para arbitraje, servicios complementarios y utilización de las redes de transmisión y distribución.
El regulador ya había avanzado previamente sobre el marco técnico. “Actualmente la Comisión Reguladora ya implementó la norma técnica de generación de plantas híbridas, que permitiría el ingreso de energía y potencia asociadas a sistemas de almacenamiento”, indicó el experto.
Una fuente especializada del sector hondureño consultada por Energía Estratégica identificó precisamente al arbitraje como uno de los aspectos que necesitaban mayor claridad jurídica.
“Había una discusión, sobre todo en la interpretación jurídica, sobre si la batería era generador o no. Con esta reforma ya se establece claramente y se abre la puerta al arbitraje”, explicó.
El cambio puede ampliar los modelos de negocio disponibles para BESS al permitir aprovechar diferencias de precios entre distintos momentos del mercado, además de otras fuentes de remuneración que deberán terminar de definirse mediante reglamentación.
Más espacio para nuevos actores
La reforma también busca hacer más efectiva la participación de comercializadores y consumidores calificados, figuras que ya estaban contempladas en el marco eléctrico hondureño pero cuya presencia en el mercado todavía es limitada.
Los comercializadores podrán utilizar las redes para realizar transacciones con consumidores y otros agentes, mientras que la CREE deberá establecer las condiciones de participación, acceso y cargos correspondientes.
Entre las tareas que deberán acompañar la implementación, Deras destacó la necesidad de “fomentar la creación de empresas comercializadoras, nuevas transmisoras y fomentar el mercado de oportunidad entre privados”.
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También señaló como prioritario “volver a instaurar el operador del Sistema y Mercado totalmente independiente, no adscrito a la empresa eléctrica”, además de avanzar en la escisión de la ENEE actualmente integrada verticalmente.
La fuente consultada en off coincidió en que el nuevo marco podría ampliar la cantidad de participantes, aunque advirtió que el efecto final dependerá de cómo se aplique.
“Desde el punto de vista de las inversiones, idealmente lo que está en papel permitiría una apertura de mercado. Ojalá se abran nuevas inversiones porque, entre más actores tiene un mercado eléctrico, se beneficia la demanda”, sostuvo.
USD 899 millones de inversiones en transmisión
La transmisión será otro de los frentes decisivos. El nuevo marco establece que las obras incorporadas al plan de expansión puedan desarrollarse mediante licitaciones públicas internacionales, con participación del OSM y supervisión regulatoria de la CREE, y abre mayor espacio para capital privado en líneas y subestaciones.
El desafío tiene una dimensión concreta. El Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 identifica 41 proyectos por US$899,1 millones, sin contabilizar determinadas obras que ya están en desarrollo o disponen de financiamiento.
Del monto total, USD 91,27 millones corresponden a expansión optimizada de la red, USD 457,66 millones a proyectos de confiabilidad y resiliencia y USD 350,17 millones a infraestructura orientada a mejorar la calidad del servicio de distribución.
La necesidad de esas inversiones ya condiciona en algunos puntos la integración de nueva generación.
“Efectivamente, aún hay zonas con un déficit de transmisión que introduce restricciones de paso de la energía y, en algunos casos, hasta vertimiento solar y eólico”, aseguró Deras.
Entre los pasos posteriores a la reforma, el comisionado incluye precisamente “fomentar la inversión privada en la construcción y operación de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas”.
El texto también establece mecanismos para obras de interés particular financiadas por privados, mientras que los futuros proyectos incluidos en el plan de expansión podrán competir bajo procedimientos internacionales.
Autoconsumo y generación distribuida
La generación distribuida mantiene asimismo un espacio dentro del nuevo esquema. La reforma reconoce el derecho de los usuarios a instalar sistemas renovables para cubrir total o parcialmente su propio consumo y contempla la remuneración de los excedentes inyectados a la red bajo el mecanismo que determine la CREE.
El desafío regulatorio pasa ahora por trasladar la reforma aprobada por el Congreso hacia reglamentos y procedimientos que permitan materializar la nueva arquitectura del mercado.
Además de almacenamiento y transmisión, Deras identifica entre las prioridades el desarrollo de licitaciones públicas internacionales para compra de energía, potencia y servicios complementarios, aunque el diseño de esos procesos abre un capítulo propio que todavía está en revisión.
Para los desarrolladores internacionales, el comisionado considera que la combinación entre déficit de infraestructura y apertura regulatoria puede generar nuevas oportunidades.
“Podría ver oportunidades de inversión en generación y transmisión en un sistema totalmente deficitario, desarrolladas mediante licitaciones internacionales limpias y transparentes, de tecnología neutra, sin embargo con preferencia por los renovables”, concluyó Deras.