O presidente hondurenho, Nasry Asfura, anunciou que o governo dará início a um contrato de aproximadamente 600 MW, após ser questionado sobre os investimentos que poderiam chegar ao país com a licitação de 1500 MW. que permaneceu em suspenso e cuja reformulação estava planejada após a reforma do setor elétrico.
“Primeiro, vamos lançar uma licitação para cerca de 600 MW, provavelmente um pouco mais”, respondeu o presidente.
A definição levanta agora uma questão central para o setor: se esse volume constituirá uma primeira etapa dos 1500 MW, se implicará uma reformulação mais profunda do processo ou se corresponderá a um contrato independente destinado a cobrir as necessidades imediatas do sistema.
Até o momento, o Governo não especificou qual dessas alternativas prevalecerá, nem forneceu informações sobre tecnologias, cronogramas ou condições para a chamada de propostas.
Vale lembrar que a contratação de 1500 MW de energia firme está na agenda energética de Honduras há mais de um ano.
O processo havia sido lançado originalmente em 2025, mas foi posteriormente suspenso devido à mudança de governo e à discussão sobre uma reforma estrutural do mercado de eletricidade.
Durante 2026, o governo manteve a meta de 1500 MW em seus planos, embora o cronograma tenha começado a mudar. Conforme relatado pela Energía Estratégica , a expectativa passou a ser a reformulação dos termos do projeto após a aprovação do novo marco regulatório e a adjudicação em 2027 .
O atraso gerou diferentes interpretações dentro do setor.
A Associação Hondurenha de Energias Renováveis (AHER) considerou que a pausa poderia se tornar uma oportunidade para revisar as condições de contratação e fortalecer o processo antes de retornar ao mercado.
A Associação Hondurenha de Produtores de Energia Elétrica (AHPEE) , por sua vez, condicionou o sucesso da futura licitação à existência de regras claras, segurança jurídica e concorrência suficiente , fatores considerados fundamentais para a obtenção de melhores preços.
Surgiu também uma preocupação adicional: a de que o atraso na entrada em funcionamento da nova rede elétrica obrigaria a ENEE a manter uma maior exposição a compras de emergência e ao mercado de produtos a preços baixos .
Esse último ponto apareceu especificamente nas declarações do presidente.
Asfura aponta para o custo de oportunidade do mercado.
A Asfura concentrou-se nas empresas que atualmente vendem energia para a ENEE fora de contratos de longo prazo.
“Existem empresas que não têm contrato com a ENEE, estão no mercado de oportunidades e esse é o segmento mais caro, pois entram na produção apenas na fase final”, afirmou.
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A intenção oficial é proporcionar maior previsibilidade para esses agentes e conter o impacto na tarifa. "Queremos regulamentá-los, garantir que tenham um contrato, um contrato real que possa garantir sua operacionalidade e, assim, assegurar uma redução no custo por kWh", acrescentou.
A questão já havia surgido durante o debate sobre os 1500 MW, quando vários atores do setor alertaram que um atraso prolongado poderia aumentar a dependência de mecanismos de curto prazo para suprir a demanda.
Os dados da Comissão Reguladora de Energia Elétrica (CREE) ajudam a colocar essa pressão em perspectiva. Para 2026, a agência projetou uma produção de aproximadamente 11.880 GWh , com uma parcela significativa direcionada para o mercado à vista.
A diferença é especialmente acentuada na geração térmica: as projeções regulatórias colocam seu custo médio em US$ 113,45/MWh sob contrato , em comparação com US$ 172,74/MWh quando adquirida nesse mercado.
A reforma do setor elétrico muda o cenário.
A decisão da Asfura também surge após meses em que a futura licitação esteve intimamente ligada à reforma do setor elétrico.
A Energía Estratégica acompanhou as principais mudanças propostas em Honduras durante esse processo, incluindo a reorganização da ENEE, modificações no funcionamento do sistema e do mercado e novas disposições para a contratação de geração.
A reforma também introduz elementos particularmente relevantes para as energias renováveis, como o reconhecimento de novos valores associados ao armazenamento e maiores possibilidades para os autoprodutores e seus excedentes .
Para os agentes privados, a resolução desse quadro regulatório foi uma das etapas necessárias antes de avançar novamente com um concurso de propostas em larga escala.
Portanto, até agora, a expectativa era de que o projeto de 1500 MW recuperasse o impulso assim que os trâmites regulatórios fossem resolvidos , com novas bases e um cronograma voltado para 2027.
O surgimento de um contrato inicial de cerca de 600 MW adiciona agora uma variável que não fazia parte desse roteiro público.
Petróleo e seca aumentam a pressão
Asfura também relacionou a necessidade de agir em relação aos custos com as condições atuais do sistema.
“Vocês sabem o que estamos passando hoje com a situação do petróleo e a seca; as duas juntas representam um enorme problema para a economia do país. Estamos tentando seguir em frente”, afirmou ele.
A combinação de menor aporte hidrelétrico e maior dependência da geração de energia a partir de combustíveis fósseis pode aumentar o custo marginal do sistema e a necessidade de recorrer a usinas mais caras para atender à demanda.
Esse cenário torna ainda mais urgente a discussão sobre como e quando incorporar novas capacidades em contratos de longo prazo.