Honduras busca ampliar su infraestructura de transmisión para aprovechar centrales renovables cuya producción se encuentra condicionada por la capacidad de transporte disponible. Durante FES Government & Investment, el ministro de Energía, Eduardo Oviedo, identificó uno de los principales cuellos de botella del sistema y aseguró que existen fondos del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) destinados a resolver esta situación.
“Tenemos atrapados un parque solar de 50 MW y 105 MW de generación hidroeléctrica, que totalizan 155 MW en una línea que solo puede sacar 70 MW”, sostuvo el funcionario.
La diferencia de 85 MW entre la potencia instalada y el límite de evacuación impide despachar simultáneamente toda la capacidad de ambas tecnologías. No obstante, ese desbalance no implica necesariamente una pérdida permanente de energía, ya que la producción efectiva depende de las condiciones operativas y de disponibilidad de cada instalación.
Oviedo señaló que el organismo multilateral ya puso recursos a disposición para construir una línea que permita superar esta limitación, aunque no identificó el proyecto ni precisó su presupuesto.
La presión sobre la infraestructura eléctrica coincide con un aumento del consumo. Según datos de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la demanda máxima de Honduras creció un 7% en 2025, hasta alcanzar los 2086,7 MW, mientras que la CREE proyecta que llegará a 2969 MW en 2035. Este escenario refuerza la necesidad de ampliar la capacidad de transporte y resolver las restricciones que impiden aprovechar plenamente la generación existente.
Vale recordar, además, que el pasado 1 de octubre, CAF aprobó un préstamo soberano de hasta USD 177 millones para la construcción de la línea El Sitio–Zamorano II–Terrero Blanco, que será ejecutada por la ENEE.
El proyecto contempla aproximadamente 150 kilómetros de tendido de 230 kV, la construcción de las subestaciones Zamorano II y Danlí II, además de ampliaciones y adecuaciones en instalaciones existentes.
Según la información oficial, beneficiará directamente a unos 865 mil habitantes de Francisco Morazán, El Paraíso y Olancho, al fortalecer el suministro en el corredor centro-oriental del país.
Uno de sus objetivos es facilitar un mayor aprovechamiento de la central hidroeléctrica Patuca III. De acuerdo con información difundida por medios hondureños, la nueva infraestructura permitiría elevar su capacidad de evacuación desde aproximadamente 77 MW hasta 104 MW.
Interconexión regional y problemas de voltaje
El titular de Energía también señaló la necesidad de fortalecer las conexiones con Centroamérica, particularmente en el sur de Honduras, donde se concentra una parte importante del parque solar.
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Según explicó, el país se encuentra a unos seis kilómetros de una línea vinculada con El Salvador, cuya conexión podría contribuir a mejorar los niveles de voltaje y ampliar las posibilidades de intercambio eléctrico.
Asimismo, identificó como prioridad el reemplazo de infraestructura hacia Nicaragua que tiene aproximadamente cinco décadas de antigüedad.
“Fueron construyendo líneas y líneas para seguir conectando ciudades y ciudadanos, pero el voltaje ha ido cayendo”, manifestó.
Estas deficiencias también afectan la estabilidad operativa ante contingencias. Oviedo recordó que, durante el apagón centroamericano de septiembre, Honduras experimentó una interrupción generalizada que puso de manifiesto la insuficiencia de reserva rodante y las dificultades para gestionar la generación fotovoltaica concentrada en determinadas zonas.
En ese sentido, advirtió que el crecimiento del parque solar no estuvo acompañado por un aumento equivalente de los recursos destinados al control de frecuencia. La central hidroeléctrica El Cajón continúa desempeñando un papel fundamental en esa función, pese a la expansión del sistema desde 1985.
El desafío de aprovechar la generación existente
El diagnóstico del ministro adquiere relevancia mientras Honduras prepara dos licitaciones por un total de 1600 MW, divididas en una primera convocatoria de 600 MW prevista para 2027 y otra de 1000 MW hacia comienzos de 2028.
Ambos procesos estarán abiertos a distintas tecnologías y forman parte de la reorganización del mercado impulsada por la nueva Ley de Justicia Energética.
En paralelo, el Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 constituye uno de los instrumentos destinados a orientar inversiones y atender las necesidades de transporte eléctrico durante la próxima década.
La ejecución de estas obras será determinante para que el crecimiento de la oferta pueda traducirse en mayor disponibilidad de electricidad, reducir la dependencia de generación diésel de alto costo y mejorar la confiabilidad del suministro.
Por Emilia Lardizabal
Por Energía Estratégica
Por Florencia Guglielmetti
