Reforma eléctrica: avances, retrocesos y lo que no puede esperar

Lo esencial del diseño se mantuvo. La ENEE se separa en tres empresas —generación, transmisión y distribución. Esta división reconoce que son negocios con funciones y necesidades distintas. También se fortalece la gobernanza de la CREE, con comisionados de seis años escalonados, remoción por causa justificada, selección mediante una junta nominadora y mayor independencia presupuestaria.Nota al pie 1^[1] A esto se suma un Operador del Sistema y del Mercado (OSM) separado de la ENEE, evitando que la estatal sea a la vez participante y operadora del mercado.

El orden financiero mejoró. Los subsidios deben ser explícitos, focalizados y financiados por el presupuesto, sin trasladar costos entre usuarios ni generar un uso ineficiente de los recursos públicos; cualquier apoyo estatal deberá vincularse a metas e indicadores. El Fondo de Prestaciones Sociales (FPS-ENEE), además, ya no obtiene personería jurídica automática: primero deberá demostrar su viabilidad con un estudio actuarial y una revisión de activos y pasivos. Eso reduce riesgos para los trabajadores y el Estado.

El diseño propuesto acierta en la estructura, pero no en los incentivos.

El retroceso más de fondo es la permanencia de ENEE Matriz.Nota al pie 2^[2] La coordinación que podría justificarla ya la asume la CREE en lo regulatorio, y el OSM en lo operativo. ENEE matriz agrega un canal de influencia política sobre las subsidiarias: dándole potestad para nombrar sus consejos y aprobar sus decisiones clave. El OSM, por su parte, cambió su junta de tres directores independientes a diez elegidos por los agentes del mercado.Nota al pie 3^[3] Aunque las mejores prácticas apuntan a directorios independientes de los actores, la representación de todos los segmentos y la ausencia de mayoría reducen el riesgo de que un solo interés se imponga.Nota al pie 4^[4] No es el modelo estándar de gobernanza, pero es un compromiso defendible frente a la alternativa de no alcanzar consenso sobre una estructura independiente.

Las primeras versionesNota al pie 5^[5] trasladaban los activos a las nuevas empresas; la del 12 de agosto los concentra en ENEE MatrizNota al pie 6^[6], que además conserva influencia sobre sus consejos y decisiones. El problema no es la propiedad en sí —una concesión bien diseñada puede permitir operar y mantener activos ajenos— sino que la ley no desarrolla ese mecanismo ni define cómo se remunerarán esos costos. Eso deja vacíos en las tarifas e inseguridad jurídica. Además, mantener generación y redes bajo un mismo dueño contradice el principio de separar las actividades competitivas de las de red. El resultado es una separación más administrativa que estructural, con autonomía limitada y un canal de influencia política todavía abierto.

La concentración tiene, además, un costo financiero. Una empresa que opera activos que no son suyos tiene poco incentivo para mantenerlos, renovarlos o invertir en ellos. Y aun si quisiera invertir, difícilmente podría financiarlo. Una empresa que no es dueña de sus activos y cuyo flujo de caja todavía no genera confianza —como la distribuidora, que aún pierde más de un tercio de la energía— difícilmente conseguirá en el mercado el financiamiento que el sistema necesita.Nota al pie 7^[7] El riesgo es que el Estado siga absorbiendo el riesgo financiero. Y uno de los objetivos de la escisión era, justamente, que las empresas pudieran sostenerse y atraer financiamiento por sí mismas.

Un mercado competitivo requiere reglas iguales para todos

Una iniciativa paralela asegura a las renovables un precio mínimo en el Mercado Eléctrico de OportunidadNota al pie 8^[8] que debilita la competencia sin justificación. Por su costo niveladoNota al pie 9^[9], la generación solar y eólica, aún sin subsidios, pueden ser más competitivas que nueva generación térmica convencional (Lazard 2026). En 2025, la energía solar promedió 44 USD/MWh a nivel mundial —89% menos que en 2010— y más del 90% de los nuevos proyectos renovables produjeron a menor costo que la alternativa fósil más barata (IRENA 2026). La certeza que necesita un inversionista debería venir de contratos de largo plazo adjudicados mediante licitaciones transparentes donde los generadores compiten y el sistema contrata al menor costo posible. Esos contratos dan certeza de flujos —sujeta a los riesgos propios del negocio— no un precio garantizado por encima del mercado. Un piso en el mercado spot reduce ese incentivo, puede desalentar la contratación de largo plazo y, al reconocerse en la tarifa, trasladar el sobrecosto al consumidor.

El riesgo no es nuevo. Honduras ya conoce el costo de fijar precios fuera de la competencia. Entre 2014 y 2015 se firmaron más de 20 contratos solares sin licitación y con un incentivo estatalNota al pie 10^[10], a precios cerca de 40% por encima de lo que la región adjudicaba mediante licitaciones en la misma épocaNota al pie 11^[11]. Entonces fue un precio administrado sin competencia; ahora sería un precio mínimo garantizado en el Mercado de Oportunidad. El mecanismo cambia, pero el riesgo es el mismo: sacar el precio de la competencia y terminar trasladando el sobrecosto a la tarifa.

La misma iniciativa propone además crear "macrorredes": sistemas privados que generan, transmiten y distribuyen energía por su cuenta, al margen de la ENEE. En transmisión y distribución, duplicar redes suele ser ineficiente por sus economías de escala. Un prestador desregulado que además elige a sus clientes en el mismo territorio en el que opera el servicio público puede quedarse con la demanda más rentable, reduciendo la capacidad de la ENEE para recuperar sus inversiones y ampliar el servicio.Nota al pie 12^[12]

La reforma legal puede ayudar, pero no debe ser una condición para actuar. Dos meses después de que inició el debate en el pleno, siguen pendientes frentes que el Ejecutivo puede abordar sin una nueva ley: liderazgo técnico e independiente, fortalecer la gobernanza, una estrategia para ordenar la deuda y medidas concretas para reducir las pérdidas. Con sus atribuciones actuales, el Ejecutivo puede nombrar una gerencia técnica con mandato de sanear la ENEE, profesionalizar su directorio, crear comités de auditoría y riesgos y publicar indicadores de gestión. En lo que va del año, la ENEE ya colocó más de L10 mil millones para pagar a los generadores. Es un alivio de caja que, como reconoció el ministro de Finanzas, no reduce las pérdidas ni rescata a la ENEE. Sin cambios en gestión y gobernanza, más préstamos solo financian el mismo desequilibrio.

El Congreso cierra su período legislativo el 31 de octubre. Si la reforma no se aprueba, el país se queda con el Decreto 46-2022, un marco que no atrae inversión ni competencia: debilita la independencia del regulador, limita la inversión privada, reduce las opciones de suministro para los usuarios y reserva la comercialización a la ENEE. Y sin competencia real no hay mejores precios para el hondureño. Pero la necesidad de mejora y ampliación de las redes y de nueva generación no desaparece. La demanda sigue creciendo, los combustibles están expuestos a nuevos repuntes y la posible intensificación de El Niño podría traer sequías y reducir la generación hidroeléctrica que aporta una cuarta parte de la potencia firme del país. Sin un marco que permita atraer la inversión necesaria, y hacerlo en competencia, la salida más probable será la de siempre: contratación directa y de emergencia, más cara y menos transparente.

El riesgo de prolongar el debate—o de que no se apruebe una nueva ley— no es solo quedarse con un marco imperfecto, sino llegar tarde a decisiones que el sector no puede seguir aplazando.