La apertura del mercado eléctrico hondureño, la creación de un operador independiente y la incorporación formal de tecnologías de almacenamiento de energía figuran entre los cambios más relevantes del decreto que impulsa la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). La iniciativa llega en un momento de fuerte tensión entre oferta y demanda, marcado por la postergación de la licitación de 1500 MW y una creciente dependencia del Mercado Eléctrico de Oportunidad para cubrir los requerimientos del sistema.
Según explicó Leonardo David, Consultor en Financiamiento de Proyectos, ambas decisiones regulatorias envían una señal clara al sector privado y abren espacio para que los contratos bilaterales ganen protagonismo dentro de la industria eléctrica hondureña.
“Con estas dos decisiones regulatorias, yo veo una señal para que el mercado de contratos bilaterales llene el déficit de contratación que ha experimentado la ENEE como offtaker único”, manifestó David, quien estuvo presente en la visita de Guillermo Peña Panting, Gerente ENEE, y Héctor Corrales, Comisionado Presidente CREE, a la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés, donde se presentaron estos puntos.
El análisis surge en un contexto donde, de acuerdo con cifras del Centro Nacional de Despacho (CND), la ENEE inició 2026 con una demanda máxima proyectada de 2154,13 MW y una disponibilidad de apenas 1541,31 MW entre generación propia y contratada. La diferencia ha sido cubierta mediante compras en el mercado de oportunidad.
Esa situación ha elevado los costos de abastecimiento. “El mercado de oportunidad ha cubierto esta brecha, con un costo marginal promedio superior a US$130/MWh”, explicó el especialista.
El decreto también introduce cambios estructurales en la organización del sector. Entre ellos destaca la creación del Operador del Sistema y del Mercado (OSM), entidad técnica independiente encargada de la operación integrada del sistema eléctrico y de la administración del mercado mayorista. Asimismo, la propuesta contempla la escisión de la ENEE en empresas separadas de generación, transmisión y distribución, manteniendo una estructura de empresa matriz para la administración de los activos estatales.
La iniciativa también recupera el umbral de 400 kW para consumidores calificados, revirtiendo el cambio implementado en 2022 que lo había elevado a 5000 kW. La modificación amplía significativamente la cantidad de usuarios habilitados para contratar energía directamente con generadores o comercializadores.
“Ahora que el umbral vuelve a 400 kW, todos estos consumidores se vuelven clientes atractivos para la comercialización eléctrica”, sostuvo David.
La medida abre nuevamente el mercado a segmentos como torres corporativas, complejos residenciales, centros comerciales medianos, manufactura ligera, hospitales privados, hoteles, universidades y emprendimientos agroindustriales.
Al mismo tiempo, el nuevo esquema fortalece el rol de las comercializadoras eléctricas, que podrán intermediar entre la oferta de generación y la demanda de consumidores calificados. Esto modifica una dinámica históricamente concentrada en torno a la ENEE como principal comprador de energía.
David afirmó que los generadores sumarán nuevas alternativas de comercialización más allá de los contratos con la estatal y de las ventas realizadas en el mercado de oportunidad. Para los grandes usuarios, en tanto, la principal ventaja radicará en la posibilidad de comparar precios, condiciones contractuales y proveedores de suministro.
Una reforma que abre nuevos negocios para renovables y baterías
Uno de los aspectos más novedosos del decreto es la incorporación explícita de las tecnologías de almacenamiento dentro de la Ley General de la Industria Eléctrica. La propuesta reconoce a estas soluciones como participantes del mercado y establece que podrán retirar energía para su carga sin que esa operación sea considerada consumo final, evitando cargos y peajes aplicables a la demanda convencional.
Para David, el texto aún deja interrogantes regulatorios, aunque marca una dirección favorable para el desarrollo de proyectos BESS.
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“No se dan detalles más específicos, pero esto sugiere que habrá condiciones favorables para el arbitraje de energía”, señaló.
El consultor indicó que la experiencia de mercados como California, Texas y Nueva York demuestra que la rentabilidad de las baterías a escala de red depende de la capacidad de combinar diferentes fuentes de ingresos.
“La viabilidad de las baterías depende del ‘revenue stacking’: una regulación favorable ofrece libertad operativa para apilar ingresos por arbitraje, potencia firme y servicios auxiliares”, explicó.
La creación del OSM también representa un cambio relevante desde la perspectiva institucional. La nueva entidad asumiría las funciones actualmente desarrolladas por el Centro Nacional de Despacho, separando la operación técnica del sistema de las actividades comerciales que continuará realizando la ENEE bajo su nueva estructura corporativa.
Tomando como referencia experiencias regionales, David consideró que la medida puede fortalecer la confianza de inversionistas y financiadores.
“Si tomamos como referencia al Administrador del Mercado Mayorista de Guatemala, la creación del Operador del Sistema y del Mercado es una señal favorable para Honduras”, sostuvo.
En esa línea, agregó que “conservar el CND actual con la nueva estructura de la ENEE se podría interpretar como ‘juez y parte’, algo que la nueva regulación quiere evitar”.
Más allá de la reorganización institucional, el especialista observó oportunidades concretas para el desarrollo de proyectos híbridos de generación renovable y baterías. La combinación de precios elevados en el mercado de oportunidad, déficit de capacidad contratada y apertura a consumidores calificados configura un escenario atractivo para nuevas inversiones.
“A corto plazo (2-3 años), el mercado eléctrico de oportunidad es muy atractivo para los sistemas renovables con almacenamiento de energía”, aseguró.
Según detalló, durante los primeros cinco meses de 2026 el sistema registró un costo marginal promedio de US$135/MWh, con picos superiores a US$400/MWh, impulsados principalmente por la utilización de generación térmica a diésel para cubrir la falta de oferta.
No obstante, advirtió que la incorporación de nuevos proyectos solares con baterías y la expansión de la contratación privada tenderían a reducir y estabilizar esos valores en los próximos años.
Por ello, consideró que la estrategia más sólida para desarrolladores e inversionistas consiste en combinar contratos bilaterales de largo plazo con la participación en el mercado de oportunidad.
“Para un desarrollador o inversionista considerando generación renovable con almacenamiento en Honduras, pienso que la estrategia más viable es buscar contratos bilaterales con consumidores calificados, aprovechando el mercado de oportunidad como un ingreso extra a corto plazo”, concluyó David.
De aprobarse en el Congreso Nacional, el decreto no solo redefinirá el rol de la ENEE dentro de la industria eléctrica hondureña. También sentará las bases para un esquema con mayor competencia, nuevos participantes, reglas más alineadas con los mercados regionales y un papel creciente para las energías renovables, los BESS y otras soluciones de flexibilidad para la red.