18/09/2026
Fueron 78 los diputados y diputadas que votaron a favor de la llamada Ley de Justicia Energética en el Congreso Nacional de Honduras, luego de tres intensos debates que comprometieron la anuencia de las cinco bancadas del recinto parlamentario. Aquella noche del 31 de agosto, Tegucigalpa, la capital hondureña, encendió la luz.
La noticia ganó sus propios titulares al día siguiente: la reorganización de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) sin privatización a la vista; la prohibición expresa de que la tarifa no podrá incrementarse durante seis meses; los subsidios del Estado deberán aplicarse de forma separada en la factura de los beneficiarios, entre otros temas. Pero detrás de esos titulares, el dictamen, que aún debe ser ratificado por el Ejecutivo, plantea la necesidad de una mayor participación privada en el mercado eléctrico como un factor clave para el desarrollo de Honduras.
Sobre ese trasfondo conversamos con el abogado Germán Enrique Martel Beltrán, managing partner de Interglobal Legal, quien aporta su perspectiva sobre el proceso a partir de su experiencia al frente de la Empresa Energía de Honduras y como gerente general del Banco Central de Honduras, además de otros cargos públicos.
El problema es que el país centroamericano ya ha tenido intentos de atraer capital privado que no han llegado muy lejos, lo que puso en duda la eficacia de esta Ley de Justicia Energética y ensombreció el aplauso de la ciudadanía.
El experto no duda y asegura que cambian dos cosas que conviene separar: la puerta de entrada y la contraparte. La primera varió radicalmente el escenario. Hasta ahora, vender energía a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) se realizaba por negociación directa. A partir de la reforma, toda compra de potencia firme y energía debe hacerse por licitación pública, con opción de subasta inversa, abierta a todas las tecnologías y con contratos de suministro no menores a diez años.
La contratación directa, por invitación o por negociación, como funcionaba antes, quedó expresamente prohibida, la ley hace recaer sobre el funcionario responsabilidad administrativa, civil y penal si obstaculiza, fracciona o elude la operación.
Bajo este nuevo esquema, si el inversionista que participa es serio y responsable, tendrá todas las garantías. El vencedor ya no gana por tener buenos amigos, sino por precio, y el proceso, aunque no le sea favorable, tiene la licitud de la previsibilidad.
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Eficiencia en la gestión pública
La segunda diferencia, a juicio de Martel, es la contraparte. Sucede que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica deja de ser una sola empresa que genera, transmite, distribuye y opera el despacho. El concepto de la ley establece que se divide en tres sociedades estatales: Generación, Transmisión y Distribución, bajo una matriz que conserva el cien por ciento de las acciones y ordena la presencia de un Operador del Sistema y del Mercado (OSM) independiente.
Este esfuerzo de transparencia también establece que el comprador ya no controla el orden de despacho. De esta manera, ese pernicioso conflicto de interés, criticado durante años por los generadores privados, desparece del diseño.
La experiencia del especialista hondureño advierte tres condiciones de un proyecto que son necesarias evaluar: un regulador con mandatos escalonados de seis años, causales tasadas de remoción y obligación de publicar resoluciones y metodologías; el reconocimiento del almacenamiento y de las centrales híbridas como agentes generadores; y la regla de que los contratos privados heredados no se renuevan ni se prorrogan salvo autorización del Congreso.
Por otro lado, Germán Martel es muy enfático al señalar las diferencias con los intentos anteriores. Sostiene que estos no fallan por el texto, sino por la implementación.
"¿Por qué podría ser distinta a intentos anteriores? Porque los intentos anteriores fallaron menos por el texto que por la implementación. La Ley General de la Industria Eléctrica de 2013 ya ordenaba un operador independiente, fortalecía al regulador y mandaba a licitar; lo que no ocurrió fue que se cumpliera. Esta ley intenta corregir eso con tres herramientas nuevas: plazos legales cortos y concretos, responsabilidad personal del funcionario que los incumpla, e informes trimestrales obligatorios del Comité de Conducción a la Comisión de Energía del Congreso, publicables en sitios oficiales", asegura.
Sin embargo, advierte que lo que se está resolviendo es el procedimiento de compra, no la capacidad de pago del comprador. El artículo 7 literal E dice que el déficit de la distribuidora, pérdidas no reconocidas en tarifa, subsidios, congelamiento, no genera obligación automática de financiamiento del Estado. Ese es el punto que un comité de crédito va a mirar primero.
«Esta ley no abre el mercado regalando activos: lo abre obligando a competir por precio. El riesgo ya no está en cómo se entra, está en quién paga», dice.
Tecnologías y segmentos con mayor potencial a corto plazo
Con la reforma aprobada, se elimina las compras directas y se exige licitaciones públicas internacionales y subastas competitivas. Ante este contexto, el abogado plantea cuatro frentes que deberían alcanzarse entre uno y dos años:
- Almacenamiento y centrales híbridas. Es la novedad con menos competencia instalada y con la mejora regulatoria más concreta: la ley reconoce por primera vez a los sistemas de almacenamiento como agentes generadores, prohíbe discriminarlos y dispone que la carga del almacenamiento no se considera consumo final ni paga peajes de usuario final.
- Solar y eólica con firmeza asociada. La licitación de potencia firme y energía está abierta a todas las tecnologías y se adjudica por precio.
- Transmisión. Las obras nuevas del Plan de Expansión las licita internacionalmente el OSM; es un negocio de ingreso regulado, de perfil parecido a una concesión.
- Generación distribuida y equipamiento residencial. La exención del impuesto sobre ventas y de aranceles para paneles, inversores y baterías, junto con el derecho reconocido a autogenerar y a permanecer conectado, abre mercado para proveedores, instaladores, proyectos EPC (Ingeniería, Procura y Construcción) y esquemas de financiamiento al consumidor. Es volumen pequeño por cliente y grande en agregado.
Para entrar al negocio, el generador extranjero debe revisar que las reglas del concurso no estén en la Ley de Contratación del Estado, porque la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica dicta su propio reglamento de licitaciones; que el precio de referencia de la potencia esté fijado por la ley en 8.78 dólares por kilovatio-mes; y que todo contrato cuyos efectos económicos se extiendan al siguiente periodo constitucional requiera aprobación previa del Congreso Nacional.
Debe atender, además, que todos los artículos de la ley deben determinarse con certeza. El texto aprobado contiene acápites con puntos suspensivos; exige la Constancia de Solvencia y Cumplimiento Eléctrico como requisito de precalificación; y observa que el Reglamento de la LGIE de 2015 sigue vigente en todo lo que no se oponga, además de la licencia ambiental, la servidumbre, la tenencia de la tierra y el proceso de socialización comunitaria, aspectos que son la fuente principal de retraso histórico y conflicto en proyectos de generación en el país.
«El negocio de corto plazo más claro no es una tecnología nueva: es la firmeza. Quien pueda garantizar potencia cuando no llueve y no hay sol, tiene mercado», menciona.
Bancabilidad: lo que mejora y lo que sigue faltando
Seguridad jurídica, reglas previsibles y capacidad de pago son claves para atraer capital extranjero. Con esta mirada, la norma ordena un contrato de largo plazo obtenido por concurso; despacho administrado por un operador que no es competidor ni comprador; un regulador más difícil de capturar o de remover; separación contable y financiera por segmento; saneamiento de la cobranza, prohibición de subsidios cruzados; certeza sobre la titularidad de la red de transmisión; y, una vía de solución de controversias con plazos obligatorios.
Mientras que, a juicio de Germán Martel, sigue faltando una garantía de pago porque no hay fideicomiso de recaudación obligatorio; respuesta sobre el déficit del congelamiento tarifario, porque congelar no abarata: difiere; tratamiento de la deuda histórica; estabilidad de la regla; y plazos definidos por reglamento y no por ley.
Asegura que la consecuencia práctica es que, mientras no exista garantía soberana, la bancabilidad se va a construir por contrato y por terceros.
«Hoy la ley resuelve cómo se compra la energía. Todavía no resuelve con qué se paga. Mientras eso no se cierre, el capital va a llegar, pero va a llegar caro», subraya.
Diseño del OSM debe garantizar que la competencia sea real
El managing partner de Interglobal remarca que el Operador del Sistema y del Mercado es el mayor acierto técnico de la reforma y su mayor riesgo de gobernanza. Acierto, porque reemplaza del despacho al principal agente del mercado; y, riesgo, porque lo entrega a una entidad de derecho privado, que no forma parte de la Administración Pública.
Esto es, quien ya está en el mercado gobierna la puerta por la que deben entrar los que vienen. Ante ello, el reglamento del OSM y la supervisión de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) deben asegurar el acceso abierto verificable; crear una muralla informativa entre la Junta Directiva y la operación; fijar límites reales de concentración; garantizar transparencia del despacho; contar con un mercado de servicios complementarios con productos bien definidos; y asegurar liquidación y disciplina de pagos.
A todo esto, agrega Martel, existe un punto adicional de interés para el inversionista y el Estado: la ENEE debe transferir o dar en comodato al OSM los activos, los sistemas y el personal del centro de despacho, sin que la ley defina plazo, contraprestación ni reglas de reversión.
«Un despacho independiente es la mejor noticia de esta ley para un inversionista nuevo. Pero independiente de la ENEE no es lo mismo que independiente del mercado», aclara.
Contratos vigentes, obligaciones y deuda histórica
Honduras arrastra contratos vigentes, obligaciones financieras y una deuda histórica de la ENEE que conviene entender por separado. Primero, la competencia por el mismo flujo de caja. Los activos de la ENEE son inembargables e intransferibles y no pueden darse en garantía; los flujos, en cambio, sí pueden comprometerse.
Segundo, el espacio de demanda disponible. Los contratos privados heredados siguen vigentes hasta su vencimiento y ocupan una porción de la demanda.
Tercero, el riesgo de sobrecontratación. A la distribuidora se le exige contratar a largo plazo su demanda máxima más margen de reserva, mientras su base de clientes rentables puede migrar al mercado libre si la CREE baja el umbral del consumidor calificado.
La respuesta exige una estructura de pago reforzada; aprobación legislativa previa bajo el artículo 205 numeral 19 cuando el contrato trascienda el periodo constitucional; cláusulas de asignación de riesgo; elección informada del foro; cobertura de riesgo político y garantías multilaterales; y una debida diligencia oportuna frente a la reforma.
«La deuda vieja y la inversión nueva se pagan del mismo recibo de luz. Por eso lo primero que debe negociarse no es el precio: es el lugar en la fila de cobro», indica.
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Las ventajas de Honduras
El especialista destaca cuatro ventajas estructurales que no dependen de la ley: un recurso natural diverso y de buena calidad; ubicación e integración regional; costos de desarrollo comparativamente bajos; y una demanda con espacio de crecimiento y una demanda oculta enorme.
«Ninguna de estas ventajas compensa un riesgo de contraparte alto. Guatemala, Panamá, Costa Rica y República Dominicana compiten con mejores historiales de pago. Honduras compite por recurso y por costo, no por historial institucional. Honduras tiene el recurso, tiene la ubicación y tiene la demanda. Lo que le ha faltado no es viento ni sol: ha sido previsibilidad», apunta.
¿Qué debe ocurrir para que la señal sea creíble?
La señal más barata y potente que el país puede dar es cumplir el calendario con documentos públicos:
- De inmediato: publicación en La Gaceta, corrección por fe de erratas de las remisiones al inexistente «artículo 2 literal A» y publicación de un texto consolidado oficial de la LGIE reformada.
- 45 días hábiles: reglamento de funcionamiento del Comité de Conducción y de la Unidad Técnica.
- 60 días hábiles: designación y entrada en funciones de la primera Junta Directiva del OSM; 50 días hábiles después, su reglamento interno.
- 120 días: estatutos y reglamentos de gobernanza de las tres empresas subsidiarias.
- 140 días hábiles: inicio de operaciones del OSM.
- 180 días: inicio del proceso de licitación pública de potencia firme y energía, que debe concluir en un año.
- 6 meses: vencimiento del congelamiento tarifario, con la decisión pendiente de quién absorbe el déficit acumulado.
- Trimestral: primer informe de avance del Comité de Conducción a la Comisión de Energía del Congreso, publicado en los sitios oficiales.
El fundador de la firma hondureña comparte, además, cuatro decisiones que el mercado acogería con muy buen agrado: publicar el reglamento de licitaciones de la CREE en consulta pública; comprometerse a no modificarlo sin estudio de impacto y audiencia pública; cuantificar el déficit del congelamiento, el monto condonado y el costo fiscal de la exoneración del impuesto sobre la renta por diez años; y publicar los Convenios de Administración y el inventario de asignación de activos entre la matriz y las tres empresas.
«Esta reforma no se decidió en el Congreso. Se va a decidir en los reglamentos de los próximos doce meses. Ahí es donde hay que estar mirando», reflexiona.
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Impacto en la economía hondureña
La ENEE pierde del orden de 16 mil millones de lempiras al año (aproximadamente US$599 millones) y pierde entre el 30 y el 35% de la energía en distribución, el doble o el triple de lo aceptable internacionalmente. Eso no es un problema del sector eléctrico: es un problema fiscal nacional. Cada lempira de transferencia a la ENEE es un lempira que no va a salud, a educación o a seguridad.
Si la reforma se implementa bien, el impacto llega por cuatro vías, afirma Germán Martel:
- Costo de la energía. Si se cumple la licitación competitiva y los contratos heredados más caros vencen sin renovarse, el costo de compra de energía baja.
- Espacio fiscal. Reducir pérdidas y cobrar a las municipalidades por débito automático convierte energía regalada en ingreso.
- Competitividad industrial. La electricidad es uno de los tres costos principales de la maquila, la cadena de frío, la agroindustria y cualquier planta de proceso. Una tarifa más previsible y un suministro más confiable son la condición mínima para competir.
- Transparencia para el usuario. El desglose obligatorio de la factura permitirá, por primera vez, que cualquier persona vea cuánto paga por generar, cuánto por transmitir, cuánto por distribuir y cuánto en impuestos.
En cambio, si la reforma no llega a implementarse, el especialista internacional advierte que el congelamiento tarifario solo habrá postergado un ajuste que podría llegar después, con un impacto mayor. A ello se sumarían una menor inversión de la distribuidora, un deterioro en la calidad del servicio y el incentivo para que las grandes empresas opten por la autogeneración o migren al mercado libre. Con cada cliente rentable que abandone el sistema, los costos fijos recaerán sobre los usuarios residenciales.
En dos o tres ejercicios, el argumento de que “no había más remedio que buscar un socio” podría cobrar fuerza, y la negociación se produciría desde una posición menos favorable.
Pero el costo menos visible, y quizá más determinante, sería el de la credibilidad. Honduras no logró concretar plenamente la reforma eléctrica de 2013; si esta nueva reforma tampoco se implementa, el país no solo perdería un año, sino que podría comprometer durante otra década su acceso a capital en condiciones razonables.
«Si esta reforma funciona, el beneficiario principal no es el inversionista: es el presupuesto nacional. Si falla, el que paga no es el inversionista: es el usuario residencial», sentencia.
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