Honduras consolida un esquema regulatorio que permite a usuarios residenciales y comerciales producir electricidad renovable para autoconsumo, incorporar sistemas de almacenamiento e inyectar sus excedentes a la red de distribución.
La regulación, actualizada en 2025, también establece cómo se valorizará esa energía y las exigencias que deberá superar cada instalación antes de conectarse.
Uno de los cambios centrales es la incorporación explícita de baterías dentro de la Norma Técnica de Usuarios Autoproductores Residenciales y Comerciales de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE).
“Los Usuarios Autoproductores podrán utilizar Sistemas de Almacenamiento de Energía para almacenar excedentes de energía producida por sus equipos de generación”, estableció el documento.
La modificación fue aprobada mediante el Acuerdo CREE-07-2025, emitido el 27 de enero y publicado el 10 de abril de 2025. El marco regula la conexión, operación y control de equipos renovables y Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE) ubicados dentro de las instalaciones de consumidores que buscan abastecer total o parcialmente su demanda.
El alcance excede al tradicional autoconsumo residencial. La regulación también incluye proyectos comerciales en media tensión e instalaciones superiores a 1 MW, por lo que genera un espacio de interés para industrias, comercios y otros grandes consumidores que evalúen generación distribuida acompañada por almacenamiento.
La CREE divide a los autoproductores en tres categorías. Los tipo A comprenden a todos los usuarios residenciales y comerciales conectados en baja tensión; los tipo B son comerciales en media tensión con generación igual o menor a 1 MW; y los tipo C corresponden a comerciales en media tensión cuya capacidad instalada supera ese umbral.
Esta clasificación determina los estudios eléctricos, las exigencias documentales y los tiempos que deberá afrontar cada proyecto antes de obtener autorización para operar en paralelo con la red.
Antes de solicitar la conexión, la normativa busca aportar mayor visibilidad sobre la capacidad disponible en los sistemas de distribución. Las compañías deberán facilitar información técnica para que los interesados evalúen previamente si existen restricciones en el punto donde pretenden instalar generación.
“La información en cuestión será pública, gratuita y deberá ser actualizada semestralmente”, determinó la norma. Entre los datos sugeridos aparecen circuitos de media tensión, capacidad y tensión nominal de transformadores, demandas mínimas y máximas de los últimos 12 meses y generación distribuida ya operativa o con solicitudes de acceso.
Este mecanismo incorpora la condición de la infraestructura como una variable central para las inversiones. La disponibilidad del recurso renovable no determinará por sí sola la escala de una instalación, ya que la capacidad del circuito y el impacto de las nuevas inyecciones también condicionarán la potencia autorizada.
Una vez presentada la documentación, las distribuidoras tendrán 10 días hábiles para responder a los usuarios tipo A y 15 días hábiles para los tipos B y C. La respuesta podrá aprobar o rechazar la iniciativa, aunque cualquier negativa deberá estar técnicamente justificada.
Si la solicitud presenta inconsistencias, el usuario contará con 10 días hábiles para corregirlas. La entrega de nueva documentación reiniciará el plazo de evaluación de la distribuidora, mientras que la falta de subsanación dejará sin efecto el trámite y obligará a comenzar nuevamente el procedimiento.
La autorización tampoco será indefinida. Los proyectos tipo A y B tendrán 90 días calendario para completar la conexión, mientras que para los tipo C la vigencia podrá extenderse hasta un máximo de seis meses cuando deban ejecutarse ampliaciones o adecuaciones en la red.
En materia documental, la solicitud debe detallar tecnología, número de equipos, capacidad instalada, producción estimada y fecha prevista de operación. Cuando exista almacenamiento, también deberán especificarse la potencia en kW y la capacidad energética en kWh.
Para los tipos B y C se agregan mayores requisitos técnicos. La normativa exige documentación del responsable del diseño y montaje, constancias profesionales, diagrama unifilar y certificados aplicables a los principales componentes, incluyendo estándares IEC para instalaciones fotovoltaicas.
Los proyectos tipo B estarán sujetos a un análisis sobre la capacidad nominal del circuito, la generación distribuida acumulada y la contribución a las corrientes de cortocircuito. La evaluación deberá incluir tanto los equipos existentes como aquellos asociados a autorizaciones todavía vigentes.
En este punto, las baterías vuelven a tener peso técnico. Para calcular el efecto sobre el cortocircuito, la regulación establece distintos factores según la tecnología y asigna un factor de contribución de uno a equipos con inversor y sistemas de almacenamiento, frente a seis para equipos asincrónicos y ocho para sincrónicos.
Para los usuarios tipo C, la exigencia escala a estudios de flujo de potencia, cortocircuito y coordinación de protecciones. Los análisis deberán comprobar, entre otros aspectos, que no se sobrecarguen conductores, que los perfiles de tensión permanezcan dentro de los límites operativos y que los sistemas de protección mantengan selectividad y rapidez.
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Si la instalación provoca pérdidas adicionales, problemas de calidad o impactos incompatibles con la infraestructura, la empresa distribuidora deberá identificar las obras correctivas y determinar cuál es la capacidad máxima que podría conectarse sin causar esa afectación.
De esta manera, la potencia solicitada queda condicionada por el comportamiento eléctrico del circuito. Cuando sean necesarias inversiones para viabilizar técnicamente la conexión, el autoproductor podrá decidir si ejecuta las acciones correctivas correspondientes.
El segundo eje de interés para el mercado está en la operación comercial. Antes del inicio de la generación, las distribuidoras deberán instalar un medidor bidireccional capaz de distinguir la electricidad retirada de la red de aquella que el usuario inyecta.
La norma fija un plazo máximo de 15 días para colocar ese equipo, que deberá registrar de manera separada los valores de energía y potencia inyectados y retirados por cada autoproductor.
Si la distribuidora no dispone del dispositivo, el propio usuario podrá suministrarlo bajo los criterios del Reglamento de Servicio Eléctrico de Distribución. Además, los tipos B y C tendrán que instalar un medidor específico para los equipos de generación y los SAE.
Ese sistema deberá estar sincronizado con el medidor de la compañía, registrar los mismos parámetros temporales y podrá integrarse al inversor o al sistema de control y monitoreo. Los datos recogidos tendrán que entregarse a la distribuidora según el formato definido por esta.
La tercera pieza es económica. Los excedentes renovables tendrán reconocimiento en la factura mediante una tarifa aprobada por la CREE y basada en los costos evitados de suministro.
“La remuneración se aplicará como créditos en la factura de suministro de energía eléctrica”, estableció la regulación. Cuando el importe a acreditar supere el cargo correspondiente al consumo del período, el remanente quedará a favor del usuario y se trasladará al siguiente ciclo de facturación.
Al mismo tiempo, todo autoproductor deberá mantener una tarifa binómica por la electricidad que consuma de la red. El diseño, por tanto, conserva señales económicas asociadas tanto al consumo energético como al uso de la infraestructura eléctrica.
Las distribuidoras también deberán construir una base de datos detallada sobre autoproductores, que incluya potencia instalada, tecnología, ubicación, capacidad de almacenamiento, punto de conexión, energía excedentaria mensual, tarifa de compra y monto reconocido. Esa información deberá remitirse trimestralmente a la CREE.
El marco incorpora además obligaciones estrictas en seguridad. Los equipos deberán impedir la inyección ante fallas, tensiones fuera de tolerancia o salidas de servicio de la red, mientras que las protecciones tendrán que coordinarse con los dispositivos utilizados por las empresas de distribución.
La regulación prevé asimismo consecuencias para conexiones realizadas al margen del proceso. Las distribuidoras podrán desconectar sin previo aviso los equipos instalados sin cumplir el procedimiento establecido y deberán informar a la CREE para los procesos sancionatorios correspondientes.
El esquema aparece en un momento de transformación más amplio del mercado eléctrico hondureño. El país discute cambios estructurales en torno a la ENEE y prepara el camino para una licitación de 1500 MW, cuyo calendario se desplazó hacia 2027 mientras se buscan mayores certezas regulatorias y contractuales.
En paralelo, el almacenamiento empieza a ganar un lugar concreto en la planificación eléctrica. Honduras cuenta con el proyecto estatal de baterías de Amarateca, de 75 MW/300 MWh, concebido para prestar servicios de frecuencia, desplazar producción hacia períodos de mayor demanda y respaldar al sistema frente a contingencias.
La experiencia de Amarateca muestra la incorporación del almacenamiento a gran escala, mientras que la norma de autoproductores extiende la tecnología detrás del medidor, acercándola a consumidores comerciales y residenciales que desarrollen generación propia.
A ello se suma que la licitación prevista por 1500 MW busca atender necesidades estructurales de nueva capacidad, mientras la autogeneración ofrece una vía descentralizada para sumar recursos directamente en los puntos de consumo. Ambos procesos refuerzan la importancia de las redes, la flexibilidad y el almacenamiento para la próxima etapa del mercado hondureño.
El régimen diseñado por la CREE deja así una señal concreta para desarrolladores e instaladores: Honduras reconoce la generación renovable con baterías, habilita la inyección de excedentes y fija un mecanismo para remunerarlos, condicionado a estudios que garanticen que la infraestructura de distribución pueda recibir esa nueva capacidad.
Para los consumidores empresariales, particularmente aquellos con demanda suficiente para desarrollar solar fotovoltaica en media tensión, el modelo permite combinar la reducción de compras de electricidad mediante autoconsumo, almacenamiento e inyección de excedentes. La rentabilidad final dependerá de la tarifa reconocida, los costos de los equipos y las eventuales adecuaciones requeridas para la conexión.
Así, la incorporación de baterías queda integrada a un procedimiento que define acceso, medición, protecciones, disponibilidad de información de red y tratamiento económico de los excedentes. La capacidad disponible en cada circuito será, en última instancia, una de las variables determinantes para el crecimiento de la autogeneración renovable en Honduras.