Ley de Justicia Energética: qué cambia y qué queda por resolver

El nuevo marco mantiene licitaciones abiertas a todas las tecnologías en igualdad de condiciones, reabre la comercialización, devuelve a la CREE la facultad de fijar el umbral para consumidores calificadosNota al pie 1^[1] y el valor de los desvíos de potencia en el mercado de oportunidad, y reconoce el almacenamiento como actividad independiente. Con ello revierte buena parte del Decreto 46-2022, que reservó la comercialización a la ENEE y limitó la inversión privada. Estas reglas amplían las opciones de suministro y crean más espacio para que la competencia atraiga más inversión y reduzca costos.Nota al pie 2^[2]

La ley separa la ENEE en generación, transmisión y distribución, fortalece la independencia de la CREE y deja la operación del sistema fuera de la estatal. Esa separación puede transparentar los costos y las pérdidas de cada actividad y dar mayor objetividad al despacho. Pero para que el cambio sea sustantivo, las nuevas empresas necesitan autonomía real.

Esa autonomía no está garantizada. ENEE MatrizNota al pie 3^[3] conserva la propiedad de los activos, nombra los consejos de las subsidiarias, aprueba sus estatutos y mantiene atribuciones sobre gobernanza, contratación y financiamiento. Además, mantiene funciones de coordinación que resultan redundantes frente a las de la CREE, en lo regulatorio, y el Operador del Sistema y del Mercado (OSM), en lo operativo. La propiedad de los activos también limita la capacidad de las subsidiarias de invertir, financiarse y responder por sus propias decisiones. Y como la propia Matriz tiene un directorio de nombramiento político, la escisión corre el riesgo de cambiar la forma sin cambiar el fondo: tres empresas nuevas, pero las decisiones siguen concentradas en la misma ENEE.

La contratación del sector también queda expuesta a una nueva instancia política. Todo contrato cuyos efectos se extiendan al siguiente período de gobierno requiere aprobación del Congreso y, como los nuevos contratos de generación deben durar al menos diez años, la regla alcanza prácticamente a todos. La disposición también abarca otros contratos vinculados a las actividades reguladas por la ley, suscritos por la ENEE o sus subsidiarias.

El Congreso tiene un papel legítimo al fijar las reglas generales de contratación, como transparencia, competencia y supervisión. Aprobar cada contrato después de adjudicado es distinto. Un generador puede competir, ganar una licitación supervisada por la CREE y aun así quedar sujeto a una nueva aprobación política. Esa incertidumbre puede retrasar la inversión, encarecer el financiamiento y desincentivar la participación. No es una práctica común en otros mercados de la región. En Chile, la Comisión Nacional de Energía supervisa las licitaciones y, en Guatemala, el regulador aprueba las adjudicaciones sin que el Congreso intervenga contrato por contrato.

La ley agrava las finanzas de la estatal al congelar una tarifa que ya estaba por debajo del costo de suministro. La medida durará seis meses, prorrogables por otros seis. Entre junio y agosto de 2026, generar electricidad costó 52% más de lo previsto por el alza de los combustibles y la menor generación hidroeléctricaNota al pie 4^[4]. La CREE ya había diferido ajustes por USD 124 millones, un costo que los usuarios pagarán más adelante (con intereses) a través de la tarifaNota al pie 5^[5]. Bajo las condiciones actuales, el congelamiento por seis meses agregaría otros USD 213 millones, elevando el total a USD 337 millones. En un escenario de combustibles más caros y mayor generación térmica, podría alcanzar USD 472 millones, equivalente a casi un tercio de los ingresos anuales por venta de energía de la ENEE en 2025Nota al pie 6^[6]. Al impedir que la tarifa refleje el costo del servicio, el congelamiento debilita la señal de precios y puede hacer más difícil el ajuste posterior.

La propia ley exige subsidios explícitos, focalizados y con financiamiento definido, pero no aclara quién cubre el costo del congelamiento. La brecha puede generar más deudaNota al pie 7^[7], presión fiscal o menos recursos para combustible, mantenimiento e inversión. Esto ocurre cuando la falta de combustible para plantas arrendadas ya ha contribuido a cortes de energía. En Chile, el alivio inmediato de 2019 se convirtió en una obligación de largo plazo. Las tarifas congeladas dejaron una deuda cercana a USD 6.000 millones con las generadoras. Los usuarios regulados la pagan, con intereses, mediante un cargo adicional en sus facturas hasta 2035.

En 2025, cerca del 38% de la energía generada no se facturó, equivalente a más de USD 500 millones. La ley establece que cada medidor y cuenta debe tener un titular y responsable identificado, refuerza las medidas frente a la defraudación de energía y ordena avanzar hacia la medición inteligente. Pero reducir pérdidas exige también rehabilitar las redes de distribución, regularizar conexiones y mejorar la facturación. La ley aporta herramientas, pero los resultados dependerán de que se asignen recursos y se apliquen efectivamente.

La primera licitación deberá iniciarse antes del 29 de marzo de 2027 y concluir en septiembre. Pero cumplir ese calendario no garantiza que la nueva generación llegue a tiempo. Hacia 2029, Honduras necesitará sumar nueva potencia firme equivalente a casi 60% de la que opera hoy en el paísNota al pie 8^[8], mientras que un proyecto nuevo de generación puede tardar entre tres y cinco años desde la decisión de inversión hasta entrar en operación.

Para atraer inversionistas, el proceso requerirá un OSM independiente y operativo, claridad sobre quién contrata y paga, reglas regulatorias bien definidas y mayor certeza sobre la capacidad de pago de la ENEE. La planificación debe mirar varios años hacia adelante, asegurar que la infraestructura de transmisión esté lista cuando entre en operación la nueva generación y dar certeza sobre cuándo se necesitará la energía y bajo qué condiciones se contratará.

La implementación empieza con un calendario exigente: para marzo de 2027 deben quedar encaminados los reglamentos, los estatutos de las subsidiarias, el plan de deuda y la puesta en marcha del OSM. Pero el Comité de ConducciónNota al pie 9^[9] y la Unidad Técnica no deben limitarse a administrar plazos. La reforma necesita un responsable con autoridad para liderarla, ordenar prioridades, destrabar decisiones y exigir resultados. La implementación debe manejarse como un solo proyecto, mediante una ruta crítica que conecte inversiones en transmisión, licitaciones, OSM, escisión y reducción de pérdidas, y defina responsables, metas verificables y seguimiento público.Nota al pie 10^[10]

La prioridad ahora es ejecutar lo aprobado y corregir las debilidades que persisten. La primera tarea es asegurar el abastecimiento de energía en 2027. Separar las empresas, independizar al OSM de la ENEE y cumplir el resto de las obligaciones de la ley tendrá poco valor si no se garantiza la continuidad del servicio.

Pero asegurar el suministro exige también sanear las finanzas de la ENEE y reducir las pérdidas. Mientras la empresa no pague a tiempo, cada contrato nuevo será más caro y cada inversión más difícil de financiar. Y mientras una parte importante de la energía siga sin facturarse, la empresa continuará sin recursos suficientes para operar e invertir.

Sin finanzas sanas no hay inversión, sin inversión no hay suministro seguro y sin reducir pérdidas las finanzas no se recuperan. Romper este ciclo exige una transformación de largo plazo de la ENEE, con respaldo político y financiero, y una CREE independiente, capaz de sostener las nuevas reglas más allá de un período de gobierno.