El presidente de Honduras, Nasry Asfura, adelantó que el Gobierno avanzará primero con una contratación de alrededor de 600 MW tras ser consultado por las inversiones que podrían llegar al país a partir de la licitación de 1500 MW que permanecía en pausa y cuya reformulación estaba prevista tras la reforma eléctrica
“Primero vamos a licitar alrededor de 600 MW, probablemente un poco más”, respondió el mandatario.
La definición abre ahora un interrogante central para el sector: si ese volumen constituirá una primera etapa de los 1500 MW, implicará una reformulación más profunda del proceso o corresponderá a una contratación independiente destinada a cubrir necesidades inmediatas del sistema.
Hasta el momento, el Gobierno no precisó cuál de esas alternativas se impondrá ni informó tecnologías, cronograma o condiciones para la convocatoria.
Vale recordar que la contratación de 1500 MW de potencia firme lleva más de un año en la agenda energética hondureña.
El proceso había sido lanzado originalmente en 2025, pero posteriormente quedó en pausa en medio del cambio de administración y de la discusión sobre una reforma estructural del mercado eléctrico.
Durante 2026, el Gobierno mantuvo el volumen de 1500 MW dentro de sus planes, aunque el calendario comenzó a desplazarse. Como informó Energía Estratégica, la expectativa pasó a ser la reformulación de las bases después de la aprobación del nuevo marco regulatorio y avanzar hacia una adjudicación durante 2027.
La demora generó distintas lecturas dentro del sector.
Desde la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) consideraron que la pausa podía convertirse en una oportunidad para revisar las condiciones de contratación y fortalecer el proceso antes de salir nuevamente al mercado.
La Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), por su parte, condicionó el éxito de la futura convocatoria a la existencia de reglas claras, seguridad jurídica y suficiente competencia, factores considerados fundamentales para conseguir mejores precios.
También surgió una preocupación adicional: que el retraso en la incorporación de nueva potencia obligara a la ENEE a mantener una mayor exposición a compras de emergencia y al mercado de oportunidad.
Precisamente ese último punto apareció ahora en las declaraciones del presidente.
Asfura apunta al costo del mercado de oportunidad
Asfura puso el foco en las empresas que actualmente venden energía a la ENEE fuera de acuerdos de largo plazo.
“Hay empresas que no tienen contrato con la ENEE, están en el mercado de oportunidades y ese es el más caro que hay porque entran a producir ya por último”, sostuvo.
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La intención oficial es dar mayor previsibilidad a esos agentes y contener el impacto sobre la tarifa. “Queremos ordenarlas, que tengan su contrato, uno verdadero que les pueda asegurar operatividad y así asegurar rebajar el costo del kWh”, agregó.
El punto ya había aparecido durante el debate por los 1500 MW, cuando distintos actores del sector advirtieron que una demora prolongada podía aumentar la dependencia de mecanismos de corto plazo para cubrir la demanda.
Los datos de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ayudan a dimensionar esa presión. Para 2026, el organismo proyectó una producción cercana a 11880 GWh, con una porción relevante canalizada a través del mercado de oportunidad.
La brecha es especialmente marcada en la generación térmica: las proyecciones regulatorias ubican su costo medio en USD 113,45/MWh bajo contrato, frente a USD 172,74/MWh cuando se adquiere en ese mercado.
La reforma eléctrica cambia el escenario
La definición de Asfura llega además después de meses en los que la futura licitación estuvo estrechamente ligada a la reforma del sector eléctrico.
Energía Estratégica siguió durante ese proceso los principales cambios planteados en Honduras, entre ellos la reorganización de la ENEE, modificaciones en la operación del sistema y del mercado y nuevas disposiciones para la contratación de generación.
La reforma también introduce elementos particularmente relevantes para las renovables, como el reconocimiento de nuevas figuras vinculadas al almacenamiento y mayores posibilidades para los autoproductores y sus excedentes.
Para los actores privados, resolver ese marco regulatorio constituía uno de los pasos necesarios antes de avanzar nuevamente con una convocatoria de gran escala.
Por eso, hasta ahora la expectativa era que los 1500 MW volvieran a tomar impulso una vez despejado el frente regulatorio, con nuevas bases y un cronograma orientado hacia 2027.
La aparición de una contratación inicial de unos 600 MW agrega ahora una variable que no formaba parte de esa hoja de ruta pública.
Petróleo y sequía agregan presión
Asfura relacionó además la necesidad de actuar sobre los costos con las condiciones actuales del sistema.
“Saben lo que hoy estamos sufriendo con el tema del petróleo y la sequía, las dos cosas juntas implican un gran problema para la economía del país. Estamos intentando salir para adelante”, afirmó.
La combinación de menores aportes hidroeléctricos y una mayor exposición a generación dependiente de combustibles podría incrementar el costo marginal del sistema y aumentar la necesidad de recurrir a centrales más caras para cubrir la demanda.
Este escenario vuelve más urgente la discusión sobre cómo y cuándo incorporar nueva capacidad bajo contratos de largo plazo.