Una ley más — o la reforma eléctrica que Honduras necesita

Las tarifas eléctricas en Honduras son cercanas a las de los países de la región centroamericana, sin embargo, el servicio es de menor calidad (Figura 1). En 2025, un usuario promedio de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) acumuló 165.5 horas sin suministro, casi siete días completos sin electricidad, repartidas en unas 82 interrupciones a lo largo de ese año (Comisión Reguladora de Energía Eléctrica [CREE], 2025). Para dar perspectiva, en El Salvador para 2024, el promedio de tiempo sin suministro eléctrico fue de 8.7 horas (Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones [SIGET], 2024). La diferencia es significativa: el hondureño promedio paga una tarifa similar, pero pasa diecinueve veces más tiempo sin servicio que uno de sus vecinos más cercanosNota al pie 1^[1].

La brecha de calidad tiene un costo económico adicional que no aparece en ninguna factura. Para una empresa, cada hora sin electricidad implica producción detenida, y por ende pérdidas económicas. En conjunto, este costo equivale a 133.7 millones de dólares al año para los sectores comercial e industrial respecto a El Salvador y 100 millones de dólares si el referente es GuatemalaNota al pie 2^[2]. Al incorporar el valor de la energía no suministrada, el costo efectivo de operar en Honduras aumenta de manera considerable. Por ejemplo, una empresa industrial que en junio de 2025 pagó una tarifa de 17.95 USc/kWh enfrentó un costo efectivo de entre 20.8 y 21.7 USc/kWhNota al pie 3^[3]. Esto equivale a un sobrecosto tarifario de entre 16% y 21% frente a empresas similares que operan en Guatemala y El Salvador (Figura 2). Para los hogares, cada interrupción también tiene costos: alimentos dañados, horas perdidas de estudio o trabajo, avería de electrodomésticos y gastos adicionales para asegurar algún tipo de suministro propio.

El problema es relevante: el 69% de las empresas reportó haber sufrido cortes de energía, la proporción más alta de la región, frente al 54% en Guatemala, el 51% en Costa Rica y el 21% en Panamá (Figura 3). Ante esta situación hay usuarios que optan por generación eléctrica propia de respaldo. Entre 2015 y 2024, los equipos de generación eléctrica menores a 375 kW representaron en promedio 3.1% de las importaciones de maquinaria y equipo de Honduras, la mayor proporción de Centroamérica y casi el doble del promedio de sus vecinos (1.7%)Nota al pie 4^[4]. Quienes no pueden costear esta opción absorben las interrupciones directamente en su operación registrando pérdidas promedio de 2.4% de las ventas anuales debido a los cortes, traduciéndose en menor productividad y rentabilidad, convirtiéndose en una barrera de entrada a varios sectores productivos por parte de nuevas empresas (Figura 3). Por lo tanto la interrupción en el suministro de energía genera varios efectos adversos en la actividad empresarial: incrementa los costos de inversión y operación, reduce la competitividad empresarial y envía señales negativas a potenciales inversionistas.

La ineficiencia del sector eléctrico se refleja en sus pérdidas: Honduras registra pérdidas de transmisión y distribución entre las más altas de América Latina y el nivel más alto de Centroamérica. Además, es uno de los pocos casos donde estas pérdidas aumentaron en las últimas dos décadas (Figura 4). Los datos nacionales lo confirman: en 2025, se estima que cerca del 38% de la energía disponible no se facturóNota al pie 5^[5], representando más de 500 millones de dólaresNota al pie 6^[6] o 1.3% del PIB, que es 13 veces superior a lo observado en Guatemala y El Salvador (Banco Interamericano de Desarrollo [BID] 2024).

Aproximadamente el 63% de las pérdidas totales son no técnicas — asociadas a hurto, fraude y errores de medición — y se concentran principalmente en la distribución. El resto corresponde a pérdidas técnicasNota al pie 7^[7] asociadas, en buena medida, al deterioro e insuficiencia de la infraestructura por falta de inversión (FMI, 2023). A esto se suma que atender una nueva conexión puede tomar más de 200 días (Manitoba Hydro International, 2023), promoviendo conexiones a la red sin medidor o motivando a desistir en obtener una conexión.

Las pérdidas están presentes tanto en circuitos urbanos como rurales de todo el país, aunque no con la misma intensidad. El volumen perdido se encuentra concentrado geográficamente: la Región Noroccidente acumula el 60% de los kWh no facturados a nivel nacional, con Cortés como el departamento de mayor peso (41% del total nacional). A nivel de circuito, 37 de 183 circuitos acumulan más de la mitad de los kWh no facturados (28 en Noroccidente). Es importante mencionar que esta situación es persistente en el tiempo debido a que el 69% de los circuitos con mayores pérdidas en 2021 sigue en ese mismo grupo en 2025Nota al pie 8^[8] (Figura 5). Lo anterior indica que debido a la ausencia de intervenciones efectivas, las pérdidas no solo se mantienen, sino que tienden a arraigarse y a volverse más difíciles de revertir.

A la energía no facturada se suma la que se registra pero no se cobra. En mayo de 2026, la ENEE reportó una mora acumulada de 756 millones de dólares, cerca de seis meses de la facturación de ese periodo, de la cual 87% tiene más de 120 días de atraso (ENEE, 2026a). Al desglosar por tipo de cliente se observa que el propio Estado es parte del problema, ya que 26% de la mora más antigua, alrededor de 171 millones de dólares, corresponde a entidades autónomas del Estado, al gobierno central y a las municipalidades.

Entre lo que no se factura y lo que no se cobra, el sistema monetiza solo una parte de la energía que entrega. Ninguna empresa en cualquier sector podría operar de manera sostenible bajo estas condiciones. Esto genera un hueco fiscal permanente para la ENEE y, por extensión, para el Estado.

Cada unidad de energía perdida o no pagada se convierte en una brecha financiera. Mes a mes, la ENEE paga por electricidad que no logra recuperar mediante ingresos, generando un déficit permanente (Figura 6). Para cubrirlo recurre a emisión de deuda pública, generalmente garantizada por el gobierno central, que en diez años ha alcanzado más de 4,500 millones de dólares, según registros a abril de 2026, siendo equivalente a una cuarta parte de la deuda del Sector Público No Financiero (SPNF) (Figura 7) o al 11% del PIB. Dada su magnitud, esta deuda se ha convertido en un problema financiero de escala nacionalNota al pie 9^[9].

La ENEE acumula una mora con los generadores privados de energía eléctrica que alcanza 10 meses en promedioNota al pie 10^[10]. Para aliviarla, el Estado ha emitido deuda frente a sus proveedores: cada emisión cubre entre 12 y 18 meses, aumentando el saldo de la deuda de largo plazo sin reducir las obligaciones inmediatas de manera significativa. En abril de 2026 el saldo con proveedores superó los 920 millones de dólares, cifra que está por encima de las emisiones de deuda realizadas en 2017 y 2020Nota al pie 11^[11] (ENEE, 2026b) (Figura 8). Esto ha generado tanto un problema de liquidez como de solvencia, haciendo cada vez más difícil para la ENEE adquirir financiamiento por cuenta propia, obligando al Gobierno a servir como aval o directamente siendo quien adquiere el financiamiento.

¿En qué condiciones compra energía la ENEE a los generadores y cómo este mecanismo contribuye a profundizar su déficit? Dos rasgos del sistema apuntan al encarecimiento de la energía comprada: la poca cantidad de licitaciones competitivas exitosas para contratar generación y la dependencia excesiva de tecnologías de instalación rápida de energía no renovable. Estas opciones resuelven necesidades inmediatas, pero tienen costos más altos y volátiles, y han contribuido a determinar una matriz energética excesivamente dependiente de derivados del petróleo. Ambos factores elevan el costo de la energía por encima de lo que un esquema competitivo y con planeación permitiría.

En Honduras los procesos competitivos han sido escasos y la mayoría terminaron adjudicados de manera directaNota al pie 12^[12]. Lo habitual, y lo establecido por la leyNota al pie 13^[13], es contratar mediante licitaciones en las cuales varios generadores privados compiten por un contrato de largo plazo y esa competencia revela el precio más bajo que el mercado puede ofrecer. Como ejemplo a favor de este mecanismo está la licitación en 2017 (LPI- No. 100-009/2017, 820 MW) donde se logró que la gran mayoría de las adjudicaciones se situaran por debajo del precio tope y, donde había contrato vigente, cerraran por debajo del precio del mismoNota al pie 14^[14].

El riesgo, además, se concentra en un comprador insolvente. La ENEE es la única contraparte de todos los contratos de generación, de modo que cada generador en sus ofertas descuenta el riesgo de no pago o de retrasos, cambios regulatorios o renegociaciones contractuales, traduciéndose en un encarecimiento de toda la energía que el país contrata. La cancelación recurrente de procesos de licitación y las reformas a estos, solo profundizan esa percepción de riesgo (U.S. Department of State, 2023). La insolvencia, que nació del déficit, termina encareciendo la energía, profundizando más la problemática financiera.

La ausencia de un flujo regular de contratación competitiva obliga a la ENEE a cubrir las necesidades del sistema con mecanismos de corto plazo costosos, en un contexto de déficit creciente de capacidad y contratos por expirarNota al pie 19^[19]. Para satisfacer la demanda, la ENEE cubre sus necesidades con mayor uso del mercado de oportunidad (MEO)Nota al pie 20^[20] y arrendamientos de emergencia con motores que usan diésel.

Los costos asociados a estas soluciones de corto plazo son significativamente mayores que los de tecnologías incorporadas mediante procesos competitivos de largo plazo. Por ejemplo, un motor diésel arrendado para atender déficits temporales genera electricidad a un costo a lo largo de toda su vida útilNota al pie 21^[21] cercano a 20 USc/kWh, frente a aproximadamente 6 USc/kWh para proyectos solaresNota al pie 22^[22]. Un 33% de la energía adquirida en el 2025 vino del MEO, pero concentró el 42% del costo total de abastecimiento durante el añoNota al pie 23^[23], ya que el precio por cada MWh costó 26% más que la energía vía contratosNota al pie 24^[24]. La diferencia es aún más pronunciada para la generación térmica, cuyo costo en el MEO superó en 64% al de la energía térmica bajo contrato (Figura 9).

El precio del MEO suele reflejar las condiciones más caras del sistema. Honduras todavía depende de plantas térmicas que usan búnker y diésel, derivados del petróleo cuyos precios el país no controla. Cuando estas plantas son necesarias para cubrir la demanda, el precio de compra de energía aumenta para todos los generadores que venden en el mercado de oportunidadNota al pie 25^[25], incluso las renovables. Y cuando la oferta disponible no alcanza para cubrir toda la demanda, el precio sube aún más porque el sistema también reconoce el costo asociado a la energía que no se logra suministrarNota al pie 26^[26]. Por eso, entre 2023 y 2024 se observaron precios horarios superiores a 0.40 USD/kWh, cercano al doble de la tarifa residencial promedio de la ENEE en la capital (0.21 USD/kWh).

Las hidroeléctricas en propiedad de la ENEE evidencian una deficiencia adicional del sistema al generar señales financieras contradictorias. Estas plantas colocan su generación en el mercado de oportunidad y se liquidan al costo marginal del sistema. Aunque su costo variable es casi cero, esa energía se paga al precio de mercado. La diferencia se convierte en un ingreso adicional para la ENEE y ayuda a compensar parte del déficit en distribuciónNota al pie 27^[27], aunque aumenta el costo de generación del sistema.

Las tecnologías más eficientes requieren mayor inversión inicial, pero tienen un menor costo variable y pueden usar otras fuentes distintas a los derivados del petróleo, aislando mejor de choques externos. Sin embargo, en Honduras, la matriz energética no se ha diversificado lo suficiente (Figura 10). El 67% de la electricidad que se puede garantizar en la hora de mayor demanda (potencia firme) proviene de plantas térmicas que emplean derivados del petróleo, sujetas a precios internacionales. Cuando esos precios suben, como en el contexto reciente, el costo de generación sube con ellos, ejerciendo presiones sobre los precios a los que se compra la energía (Sendas, 2026b). Además, 25% de la potencia firme proviene de la generación hidroeléctrica, sujeta a factores climáticos externos, por lo que casi toda la potencia firme del país depende de tecnologías vulnerables a condiciones fuera del control del sistema eléctrico (Figura 11).

Todo esto profundiza el déficit y, a la vez, reduce el espacio para invertir en lo que permitiría – al menos en parte– romper el ciclo de pérdidas y contratos costosos de generación de corto plazo. Sin las inversiones necesarias, la red no se expande para atender el crecimiento de la demanda ni se le da el mantenimiento adecuado, y como consecuencia, se sobrecarga y deteriora: el propio plan de expansión de la red de transmisión reconoce que los circuitos de distribución demasiado largos o sobrecargados aumentan las pérdidas técnicas e impactan la calidad del servicio (CND, 2025b). El desafío no es reciente, pero si grave, las demandas de inversión no han hecho más que acumularse durante años. En 2008 el Banco Mundial advertía que postergar las inversiones en transmisión obligaba a cubrir la demanda con generación diésel costosa en zonas congestionadas (Banco Mundial, 2008). La falta de inversión deja así de ser solo una consecuencia del déficit y se vuelve una de sus causas.

Si el sector enfrentara una lista de problemas independientes, esperaríamos que algunos indicadores mejoraran mientras otros empeoran. Lo que se observa es lo contrario: las pérdidas aumentaron cuando en la región estas cayeron, la deuda se multiplicó, el déficit se mantiene creciente y los circuitos críticos de hace cuatro años siguen siéndolo hoy. El deterioro simultáneo en todas las dimensiones es la señal de una dinámica que se retroalimenta: ningún componente puede mejorar de forma sostenida mientras los demás lo arrastran de vuelta.

El problema no es nuevo ni atribuible a una sola administración. En los últimos treinta años se ensayaron reformas legales, inversión física, tercerización comercial, una alianza público-privada y programas estatales de reducción de pérdidasNota al pie 28^[28]. Algunas dieron mejoras parciales; ninguna se mantuvo más allá de dos gobiernos (Figura 12). Cada intento terminó absorbido por la misma dinámica, sostenida por tres fuerzas que operan en simultáneo.

Primero, hay actores que se benefician de que nada cambie. Existen incentivos para lucrarse con el hurto de energía. Parte de las pérdidas no técnicas corresponden a sustracción facilitada y existe un mercado de "arreglo" de medidores y conexiones irregulares: en junio de 2026 se identificaron cerca de 200 publicaciones de este tipo en Facebook Marketplace en Honduras, algo que no se observó ese mismo mes en otros países de Centroamérica ni en República DominicanaNota al pie 29^[29]. Los actores del sector y publicaciones en medios digitales dan testimonio de la participación de personal de la propia ENEE en estas actividades, evidenciando un círculo de defraudación que se reproduce desde su interior.

El obstáculo no es la ausencia de ley, sino su diseño y su aplicación. La normativa hondureña tipifica la sustracción de energía como defraudación (Decreto 130-2017, art. 369), pero esa figura exige demostrar el volumen de energía defraudada, no basta con acreditar la manipulación del equipo de medición en sí. Esa carga probatoria dificulta el esfuerzo para judicializar un caso, a diferencia de marcos legales que tipifican la intervención del medidor como delito independiente (Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía [OLACDE] 2026). Múltiples actores del sector coinciden en que existe una coordinación débil entre la ENEE y los entes de justicia, que las sanciones rara vez se concretan y que, por tanto, existe una cultura de pago erosionada. Mientras la probabilidad de una sanción siga siendo baja, sustraer energía seguirá siendo una opción racional para quien puede hacerlo.

La manera como se ha contratado la generación no ha logrado los mejores resultados. El costo de la energía es afectado por la manera como se contrata. El marco legal e institucional ha favorecido el otorgamiento de contratos de manera directa o con procesos poco competitivos y transparentes, aumentando la posibilidad de favorecer a empresas con conexiones políticas en lugar de seleccionar ofertas mediante procesos abiertos, competitivos y transparentes (U.S. Department of State, 2023). Cada compra de emergencia y cada renovación directa es una oportunidad de renta para quien participa en ella, y un incentivo para que el flujo de procesos competitivos de contratación no se restablezca.

Segundo, el sobrecosto de largo plazo permanece oculto. Al no reconocer pérdidas superiores al 15%, la tarifa evita que las ineficiencias del subsector se trasladen a los usuarios. No obstante, las pérdidas en exceso generan una brecha financiera que obliga a la ENEE a endeudarse para cumplir con sus obligaciones frente a los proveedores de energía. Este endeudamiento incorpora costos financieros que tampoco son cubiertos por la tarifa, pues no forman parte de la actividad de distribución y derivan de una gestión ineficiente. En consecuencia, la presión financiera aumenta y el problema se agrava con el tiempo.

Los subsidios alivian la presión en los consumidores en el corto plazo. Sin embargo, su mal diseño ha reducido los incentivos de pago, generado costos extraordinarios por la falta de focalización y la complejidad administrativaNota al pie 30^[30]. Por su parte, el proceso de endeudamiento posterga la responsabilidad para el usuario y la traslada al futuro. Así, el hondureño promedio no enfrenta la carga en su recibo, pero si en un servicio deficiente, una economía menos dinámica y menos bienes y servicios públicos por el espacio fiscal que se estrecha.

En tanto, las empresas con capacidad financiera resuelven el problema por su cuenta. Instalan generación propia y se aíslan de la mala calidad, de acuerdo con la última encuesta empresarial del Banco Mundial, lo hace el 53% de las grandes, frente al 13% de las pequeñas. Las que pueden costear la salida ganan una ventaja sobre las que dependen del sistema, y dejan de ser una voz que empuje por arreglarlo.

Tercero, sobre los dos anteriores opera la rotación política. Cada cambio de gobierno tiende a reemplazar la gerencia de la ENEE. Incluso dentro de un mismo periodo de gobierno la estatal ha tenido hasta cuatro administraciones distintas. Entre 1990 y 2026 la empresa tuvo 28 gerencias, con una duración promedio menor a los 20 mesesNota al pie 31^[31], con solo dos de ellos trascendiendo más de un gobierno. Según el Banco Mundial (2008), esos puestos han operado como recompensa política y como palanca de influencia sobre la empresa, y en algunos casos habrían servido de conducto para flujos financieros entre el Estado y actores privados.

La rotación no se detiene en la gerencia, alcanza los cargos técnicos donde existe incidencia para la reducción de pérdidas. Con cada cambio de gobierno, la empresa pierde conocimiento acumulado y capacidad institucional para sostener mejoras de eficienciaNota al pie 32^[32] (Banco Mundial, 2008). El problema también es la entrada de nombramientos políticos que no siempre responden a la formación técnica o experiencia requerida. El resultado es una empresa sobredotada, con menor capacidad operativa y mayores costos.

Cada transición interrumpe lo que estaba en marcha, dejando reformas a medio implementar, programas de reducción de pérdidas detenidos y procesos de licitaciones interrumpidos. El problema es que ninguno de estos procesos cabe en un solo periodo de gestión. Todos requieren continuidad y una voluntad política clara. Reducir las pérdidas no técnicas exige personal con experiencia, respaldo institucional y seguimiento durante varios años. Cuando el equipo se reemplaza, el esfuerzo vuelve a empezar desde cero y la institución no logra consolidar su capacidad técnica (U.S. Department of State, 2023). La contratación de nueva generación opera en la misma lógica: un proceso competitivo toma entre dos y siete años desde la convocatoria hasta la entrada en operación. Con gerencias que duran en promedio menos de veinte meses, esos ciclos rara vez alcanzan a completarseNota al pie 33^[33].

El problema de fondo es de incentivos y compromiso político. Las reformas estructurales implican costos inmediatos y visibles — tarifas que suben, contratos que se cancelan, intereses que se afectan — mientras sus beneficios se distribuyen de forma difusa y en el largo plazo. No es que los gobiernos no hayan sabido qué hacer: en varios casos los diagnósticos existían y las reformas estaban diseñadas. Es que los incentivos para no actuar han sido sistemáticamente más fuertes que los incentivos para actuar. Mientras eso no cambie, ningún rediseño institucional será suficiente.

El círculo vicioso no se queda dentro de la ENEE: su costo viaja por dos canales hacia el resto de la economía: el del servicio, que encarece operar y fragmenta al sector privado, y en las finanzas públicas, reduciendo el espacio fiscal que podría destinarse a la inversión pública y ejerciendo mayores presiones de financiamiento.

La energía es un insumo transversal: su costo incide en producir, transportar, almacenar y vender. Un sistema que opera en déficit permanente, con poca capacidad de inversión y una matriz altamente dependiente de combustibles importados, no tiene margen para absorber choques externos. Cuando el precio del petróleo sube, el costo de generación sube con él; ese incremento se traslada a los costos de operación de la industria, el comercio y la logística; presiona el nivel general de precios; y erosiona el ingreso real de los hogares (Alvarez y Kroen, 2025). Estos efectos de segunda vuelta forman parte del costo económico de sostener un sistema eléctrico ineficiente.

¿Qué pasa si se trasladan las pérdidas en exceso a la factura? Faltarían recargos de entre 24% y 36% sobre la tarifa promedioNota al pie 34^[34]. El golpe sería regresivo, afectando en mayor proporción a los hogares de menores ingresos. Con un recargo de 24%, el gasto mensual en electricidad equivaldría a 5.3% del ingreso disponible del quintil más pobre frente a 0.8% del más ricoNota al pie 35^[35]. Con un recargo de 36%, la pérdida potencial llegaría a 7.9% del ingreso del primer quintil, frente a 1.3% del quintoNota al pie 36^[36] (Figura 13).

Entre las empresas, la crisis produce un sector privado de dos velocidades. Las que tienen capacidad financiera instalan generación propia, una inversión cercana a 136,000 dólares para una industria de tamaño medio, y se desconectan del riesgo de calidad. Las que no pueden costearlo, absorben el costo en su margen. Si las pérdidas en exceso se trasladaran a la tarifa con un recargo de 24%, el margen bruto caería 5% en manufactura, 4% en otros servicios y 2% en comercio; con 36%, las caídas llegarían a 7.3%, 6% y 3%Nota al pie 37^[37] (Figura 14). La energía confiable se vuelve así una ventaja competitiva que depende del tamaño, no de la productividad, y una barrera de entrada para nuevos competidores.

El Estado, por su parte, destina cada año más espacio fiscal a sostener a la ENEE en lugar de ocupar esos recursos de manera más eficiente. Entre 2017 y 2025 el déficit anual de la ENEE representó entre 0.6% y 1.4% del PIB, cerca o por encima del límite de 1% del SPNF que fija la Ley de Responsabilidad Fiscal (LRF)Nota al pie 38^[38]. Una sola empresa pública puede consumir casi todo el margen permitido por la LRF. Su dependencia persistente respecto a las transferencias y endeudamiento del gobierno central indica que la empresa ha dejado de sostenerse principalmente con los ingresos de su actividad y opera, en la práctica, bajo un esquema de apoyo fiscal permanente. Si nada cambia, ese déficit pasaría de 1% del PIB en 2026 a 1.5% en 2035; en un escenario de mayores precios de combustibles, se incrementaría a 2.4% (Figura 15).

Cada año que pasa sin corregir la trayectoria financiera es un año más de inversión social e infraestructura que no ocurre. En salud, el déficit anual de la ENEE en 2026 equivaldría a casi 4.6 veces el presupuesto destinado a medicamentos y material médico, 9 veces el presupuesto de equipo y mobiliario para hospitales, 44 veces el presupuesto de vacunas y 163 veces el presupuesto de oxígeno. En educación, equivaldría a 13 veces el presupuesto de becas y ayuda social. En desarrollo social, permitiría financiar 12 veces las transferencias y donacionesNota al pie 39^[39]. La misma magnitud de recursos alcanzaría para construir aproximadamente 453.3 kilómetros de carretera de concreto hidráulico de dos carrilesNota al pie 40^[40], una distancia superior al tramo entre San Pedro Sula y Tegucigalpa, de alrededor de 251 kilómetros.

El problema también impacta al riesgo en el mercado financiero por la fragilidad financiera del sector eléctrico. En abril de 2026, la generación y distribución de energía concentraban el 4% de la cartera de crédito bancaria, equivalente a un poco más de 1,000 millones de dólares; esta exposición sería mayor si consideramos que adicionalmente el sistema financiero tiene alrededor de 615.5 millones de dólares en bonos de la ENEENota al pie 41^[41]. Se trata de una exposición relevante para un sector con pocos agentes. Además, el riesgo no se reparte de forma uniforme, en algunas instituciones la exposición al sector alcanza el 10% de su carteraNota al pie 42^[42].

Reorientar hacia inversión pública los recursos que hoy absorbe el aumento anual de la deuda de la ENEE podría elevar el crecimiento económico del país. Si esa variación anual se destinara íntegramente a infraestructura, el crecimiento del PIB real podría ser hasta 0.26 p.p mayor en 2026 y 0.44 p.p. en 2030Nota al pie 43^[43] (Figura 16). Esta diferencia es relevante porque el crecimiento reciente de Honduras ha estado sostenido principalmente por el consumo, impulsado en buena medida por las remesas, mientras que la inversión pública ha tenido una contribución limitada. En los últimos diez años, de un crecimiento acumulado del PIB de 37.9%, la Formación Bruta de Capital Fijo (FBKF) pública aportó apenas 2.1 puntos porcentuales. Reorientar recursos desde el financiamiento de déficits recurrentes hacia inversión en infraestructura permitiría fortalecer las bases de un crecimiento más acelerado y sostenible, menos dependiente del consumo y más apoyado en la acumulación de capital público.

La falta de inversión también limita la cobertura. Cerca de 830,000 hondureños siguen sin acceso a servicio público de energía eléctrica, concentrados en hogares rurales y en los quintiles de menor ingreso (Figura 17). Para ellos, el problema no es la calidad del servicio sino su ausencia. Un sistema que no logra cubrir sus costos operativos no tiene capacidad de financiar la expansión de la red que los conectaría. La inacción no es neutral, los mantiene al margen del acceso a una condición básica para el desarrollo de sus actividades elementales.

De mantenerse la trayectoria actual, la deuda seguirá aumentando, la ENEE tendrá menor capacidad de pago, los generadores exigirán mayores primas de riesgo, los contratos serán más caros y el sistema se volverá progresivamente más frágil. El costo de una reforma es real y tiene implicaciones políticas de corto plazo. La pregunta clave es: ¿Qué tipo de reforma tiene posibilidades de sostenerse en el tiempo, donde las anteriores no lo lograron, y qué principios deben guiarla?

Como se demostró en este análisis, la experiencia hondureña muestra que los cambios institucionales no producen resultados si se mantienen intactos los incentivos que sostienen la crisis. En treinta años se ensayaron reorganizaciones, reformas legales y programas de eficiencia, pero ninguno se sostuvo. El problema no fue el diseño sino las fuerzas que operaron sobre él: captura política, costos que no generaban presión electoral y una rotación de gobierno que reiniciaba cada proceso antes de completarse. Esas fuerzas no desaparecen con un nuevo decreto. La reforma debe elegir los instrumentos que resisten mejor esa presión.

El debate público ha reducido la reforma eléctrica a una discusión sobre privatización. Pero la experiencia regional muestra que la propiedad por sí sola no determina el desempeño del sistema. Chile distribuye electricidad a través de más de 30 empresas privadas, con la generación y la transmisión también en manos privadas; Uruguay lo hace mediante una única empresa estatal integrada. Ambos países, al igual que otros con distintos esquemas de propiedad y gestión, alcanzan una cobertura casi universal y un servicio mucho más confiable que el hondureñoNota al pie 44^[44]. La propiedad importa, pero no es suficiente: sin calidad institucional que la sostenga, ningún modelo produce resultados.

Lo que mantiene atrapado al sistema son las fallas estructurales que ningún modelo ha corregido. Separar la ENEE en tres empresas, como ordena el anteproyecto, es un paso necesario precisamente porque permite aislar cada una de esas fallas en el segmento donde opera y aplicar instrumentos distintos según la naturaleza del problema: la gobernanza en todos los segmentos, la reducción de pérdidas en distribución, la contratación competitiva en generación, la inversión planificada en transmisión.

Antes de discutir quién debe ser dueño de cada segmento, la reforma debe garantizar las condiciones necesarias para que el sistema pueda operar bien, prestar un servicio confiable y ser financieramente sostenible. Sin corregir esas fallas estructurales, la crisis continuará, sea bajo propiedad pública o privada.

Sobre esas consideraciones, la reforma debe avanzar sobre cinco principios: una gobernanza blindada frente a la interferencia política, una solución financiera integral, la continuidad del suministro sin sacrificar nueva inversión, promover la competencia, y un liderazgo político capaz de impulsar y sostener la reforma.

La gobernanza es lo que permite que una reforma de varios años se termine en vez de reiniciarse con cada gobierno. La reforma del sector eléctrico debe asegurar que las empresas estatales se gobiernen con independencia, capacidad técnica y rendición de cuentas.

El anteproyecto ordena la escisión vertical de la ENEE en tres sociedades mercantiles de generación, transmisión y distribución, con transparencia contable por segmento y regulación diferenciada. El anteproyecto coloca estas tres subsidiarias bajo una sociedad matriz: la ENEE como holding. No obstante, el mantenimiento de la ENEE como sociedad matriz es funcionalmente redundante y riesgoso. La coordinación que justificaría ya está cubierta: la CREE en lo regulatorio y el OSM en lo operativo. La matriz, en cambio, conserva un canal de influencia política sobre las subsidiarias: remoción de directores, condicionamiento de inversiones, intervención en contrataciones bajo apariencia legítima. Puede volverse el refugio del personal que las subsidiarias eficientes no absorban. Y abre espacio a una coordinación entre segmentos que distorsione el mercado. Por eso la titularidad accionaria debería recaer en una institución con incentivos hacia la eficiencia financiera y la sostenibilidad fiscal, sin lealtades corporativas que distorsionen el escrutinio. Si se conserva ENEE matriz, debe operar bajo condiciones estrictas que impidan que se convierta en un instrumento de control político sobre las subsidiarias. Sin gobernanza profesional, la separación vertical puede recrear el mismo problema en varias empresas en lugar de concentrarlo en una sola.

La reforma debe establecer reglas claras para la ENEE matriz y sus nuevas subsidiarias: quién las gobierna, cómo se nombran sus autoridades y bajo qué condiciones. Las Directrices de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos ([OECD], 2024) sobre Empresas Públicas ofrecen el estándar de referencia: las juntas directivas de las subsidiarias deben tener mayoría de directores independientes seleccionados por concurso público de méritos, períodos fijos y escalonados que no coincidan con el ciclo presidencial, causales de remoción tasadas y procedimiento reglado, período de enfriamiento antes y después del cargo, y prohibición expresa de instrucciones operativas desde la matriz hacia las subsidiarias en materias reguladas.

Ese blindaje debe extenderse también al regulador. La profesionalización de las empresas estatales será insuficiente si la CREE, responsable de fijar tarifas y hacer cumplir las reglas del sector, permanece expuesta a las mismas presiones que la reforma busca corregir, sin la independencia, la capacidad técnica y los recursos que su función exige. Un regulador fuerte e independiente es una condición habilitante para que las nuevas reglas funcionen en la práctica.

Un mandato de transformación, no un cambio de membrete

La escisión de la ENEE sólo será útil si las nuevas empresas nacen con obligaciones concretas de mejora. Separar generación, transmisión y distribución puede ordenar la gestión y permitir una regulación diferenciada por segmento, pero sin depuración ordenada y justa, profesionalización y metas verificables, la reforma puede quedarse en un cambio nominal .

Cada subsidiaria debe contar con un Plan de Transformación Institucional aprobado y supervisado por la CREE, con metas, indicadores, plazos, responsables y publicación obligatoria. El plan debe incluir la reorganización del personal transferido desde la ENEE, verificación de integridad, criterios de dotación de eficiencia, código de ética, programa de cumplimiento y una unidad de integridad y anticorrupción con independencia operativa. En la distribuidora, deben fijarse además metas anuales y verificables de reducción de pérdidas no técnicas.

Separar la administración empresarial de la política pública

La reforma debe separar con claridad dos funciones que hoy se confunden: la gestión empresarial y la política pública. Las nuevas subsidiarias deben operar con criterios de eficiencia: minimizar costos, recuperar ingresos mediante tarifas reguladas, ejecutar inversiones, mejorar calidad del servicio y rendir cuentas por resultados financieros y operativos.

Pero si el Ejecutivo decide aplicar una política pública que origina costos que la tarifa no recupera, por ejemplo un subsidio social o un alivio temporal a determinados usuarios, esa decisión debe ser formal, transparente y financiada desde el Presupuesto General de la República, considerando sus impactos en cuanto al balance fiscal. No debe cargarse al balance de las empresas eléctricas ni acumularse como deuda implícita.

Esto no elimina los subsidios, los ordena. Un subsidio social puede ser necesario para proteger a hogares vulnerables, pero debe tener beneficiarios identificados, fuente de financiamiento explícita, asignación presupuestaria y un registro contable adecuado. El subsidio debe ir dirigido a la persona u hogar, no al consumo. Un apoyo dirigido a un hogar plenamente identificado focaliza mejor y evita el incentivo a alterar el consumo medido para gozar del beneficio bajo un enfoque de subsidios atados a un umbral, como se ha realizado hasta ahora.

No habrá reforma sostenible si se separa artificialmente el problema operativo del problema financiero. La deuda acumulada de la ENEE refleja años de pérdidas, mora, subsidios no cubiertos y baja recuperación de ingresos. Pero esa deuda, a su vez, limita la inversión y deteriora la credibilidad de pago frente a generadores e inversionistas.

Reducir pérdidas sin tratar la deuda dejaría a las nuevas empresas operando con una carga heredada que puede volverlas inviables. Pero consolidar o refinanciar deuda sin reducir pérdidas solo compraría tiempo, manteniendo sin alteración la operación deficitaria del sistema. Ambas dimensiones deben avanzar juntas.

La primera parte de la solución es operativa: metas obligatorias de reducción de pérdidas, modernización de medición, mejora de cobranza, regularización de usuarios, intervención focalizada en circuitos críticos y sanciones efectivas frente al hurto. La segunda es financiera y requiere ordenar la deuda heredada: analizar su composición, vencimientos, acreedores y condiciones; definir qué obligaciones asume el Estado, cuáles quedan en las subsidiarias, cómo se servirán y qué fuentes se usarán para extinguirlas. Ese proceso es especialmente complejo porque la ENEE no cuenta con estados financieros auditables. Esa complejidad se agrava porque cualquier reestructuración de los pasivos laborales y previsionales heredados de la ENEE debe partir de una auditoría actuarial independiente que determine su magnitud real antes de asignarlos a las nuevas subsidiarias. Sin ese paso previo, las nuevas empresas pueden nacer con cargas que las vuelvan inviables desde el inicio.

La disciplina fiscal del sector necesita un responsable permanente. La Secretaría de Finanzas debería supervisar el riesgo fiscal de la ENEE, establecer reglas de gestión financiera y vigilar la sostenibilidad del sistema. Ese rol debe mantenerse para evitar que las pérdidas, la deuda y las obligaciones de pago de la empresa sigan trasladándose al gobierno central.

Sin un marco penal efectivo, la reducción de pérdidas no será sostenible

Reducir las pérdidas, la parte operativa de la solución, no depende solo de la distribuidora. La cadena es directa: sanear las finanzas exige reducir las pérdidas, y reducir las pérdidas exige combatir el hurto, que no se enfrenta sin la capacidad del Estado para sancionar.

Las pérdidas no técnicas no son solo una ineficiencia comercial: incluyen hurto, manipulación de medidores, conexiones irregulares, complicidad interna y redes que se benefician de que el sistema no cobre lo que entrega.

Sin consecuencias, el no pago se normaliza. Esto erosiona la cultura de pago de quienes sí cumplen y reduce la legitimidad de cualquier esfuerzo de cobranza. Es difícil pedirle a un hogar o a una empresa que pague puntualmente si observa que otros usuarios, incluidos actores con capacidad económica o conexiones políticas, consumen energía sin sanción efectiva.

Por eso, la reforma debe incorporar un marco penal y procesal específico. Debe tipificar de forma autónoma el hurto, la defraudación de energía eléctrica y la manipulación no autorizada de medidores, incluir agravantes cuando participen empleados o ex empleados de la distribuidora, grupos organizados o reincidentes, y establecer responsabilidad para establecimientos o personas jurídicas cuando corresponda. También debe crear procedimientos ágiles para casos con prueba técnica documentada, fortalecer el valor probatorio de las actas de inspección, asegurar cadena de custodia, acreditar peritos independientes y permitir medidas cautelares en casos de gran cuantía.

La coordinación institucional es igual de importante. Se requiere una fiscalía especializada o una unidad dedicada, coordinación vinculante con Ministerio Público, Policía, ATIC, Secretaría de Seguridad y CREE, obligación legal de denuncia en casos definidos y protección a denunciantes internos. Sin este acompañamiento, incluso una distribuidora bien gestionada tendría herramientas insuficientes para corregir las pérdidas no técnicas.

Durante cualquier proceso de reforma, el suministro eléctrico debe estar asegurado. Ninguna transformación institucional justifica arriesgar el abastecimiento, pero la continuidad tampoco puede lograrse postergando la inversión que el sistema necesita. Sanear las finanzas convierte a la distribuidora en un comprador confiable ya que, sin un comprador que pague a tiempo, no hay contratos de largo plazo capaces de atraer inversión para nueva generación, ni abaratar costos.

Las contrataciones de corto plazo pueden ayudar a cubrir riesgos de abastecimiento, pero no resuelven el problema de fondo: Honduras necesita nueva oferta de generación, más competitiva, menos dependiente de derivados del petróleo y capaz de reducir los costos estructurales del sistema.

Por eso, las licitaciones de corto plazo, de uno a tres años, deben mantenerse como mecanismo de continuidad, pero deben complementarse con la obligación de realizar licitaciones de mediano y largo plazo, de ocho a veinte años, orientadas a nueva inversión y vinculadas al crecimiento esperado de la demanda. Un nuevo proyecto de generación requiere entre tres y cinco años para entrar en operación comercial y contratos de largo plazo para amortizar la inversión. Licitaciones con plazos de entrada de un año o menos solo atraerán generadores existentes o proyectos de rápida ejecución, probablemente con costos elevados.

Las licitaciones de mediano y largo plazo para nueva generación, deben hacerse en el marco de licitaciones fiables, de manera oportuna, con plazo suficiente para que entren nuevos inversionistas, con nuevas tecnologías y fuentes de menor costo de generación, como se ha observado en Guatemala y Panamá.

Para acompañarlas, debe asegurarse inversión en transmisión y distribución. Esto incluye ejecutar, mediante licitaciones competitivas, el Plan de Expansión de la Red de Transmisión preparado por el operador del sistema. Esa inversión también es necesaria para ampliar la electrificación pendiente y conectar la nueva generación que se contrate. El rezago es considerable: el sistema requiere alrededor de 900 millones de dólares en transmisión y más de 800 millones en distribución en los próximos diez años.

La competencia debería ser el hilo conductor de la reforma. Cuando los productores compiten por contratos y los compradores tienen opciones, el sistema tiene incentivos para ser eficiente: bajar costos, mejorar calidad y honrar compromisos. En Honduras eso ha sido la excepción: los procesos de licitación han sido escasos, frecuentemente cancelados antes de completarse, y la mayoría de la generación se ha contratado de forma directa o en condiciones de emergencia. El anteproyecto sienta bases importantes para revertir esa tendencia.

La reforma debe escoger la arquitectura institucional que amplíe ese espacio competitivo y descartar arreglos que reproduzcan monopolios en nuevas formas. Un obstáculo estructural que la reforma debe corregir es que hoy la ENEE es el único comprador de toda la generación del país. Esa concentración encarece los contratos: cada generador descuenta el riesgo de tratar con una contraparte insolvente que acumula diez meses de mora, y ese descuento se traduce en precios más altos para todo el sistema. Habilitar empresas comercializadoras e incorporar consumidores calificados como actores del mercado introduce compradores alternativos, distribuye ese riesgo y obliga a los generadores a competir también por el lado de la demanda.

La competencia solo funciona si las reglas son neutrales. Cualquier trato preferencial a una tecnología introduce distorsiones que el sistema paga en precios más altos y en señales de inversión equivocadas. Los instrumentos de promoción son válidos cuando una tecnología necesita apoyo para desarrollarse en un mercado nuevo. Su justificación se debilita cuando esa tecnología ya es competitiva por precio en condiciones normales de mercado. El criterio relevante no es la fuente de energía sino el grado de madurez de la tecnología y del mercado. La evidencia regional muestra que en procesos competitivos bien diseñados, las tecnologías renovables resultan ganadoras por precio sin necesidad de condiciones especiales para competir.

Reducir pérdidas, cobrar a quienes no pagan y depurar estructuras internas tiene costos políticos reales. Una reforma de esta envergadura necesita un conductor con suficiente autonomía dedicado a tiempo completo, con mandato político claro y sin conflicto de interés. Debe rendir cuentas directamente al Presidente, coordinar a las instituciones responsables de la implementación, hacer cumplir los plazos establecidos en la ley y mantener la coherencia entre las medidas financieras, regulatorias, operativas y de inversión. Debe rendir cuentas del avance de forma pública y periódica. Este rol es distinto al de un comité de coordinación interinstitucional: no es una instancia de consulta ni de resolución de disputas entre instituciones, sino un conductor ejecutivo con responsabilidad directa ante el Presidente por los resultados de la reforma. Sostener la reforma exige, además, voluntad política para impulsar los cambios legales e institucionales que reinstauren el estado de derecho en el sector.

Ruta de implementación y defensa contra el retroceso

La continuidad de la reforma no debe depender de una persona ni de un gobierno. Para evitar que cada cambio de administración reinicie el proceso, las decisiones centrales deben quedar fijadas en la ley.

Los detalles técnicos pueden desarrollarse por reglamento, pero con objetivos vinculantes, plazos máximos de emisión y cláusulas que impidan vaciar el contenido de la ley. El enfoque debe ser mixto: suficiente detalle legal para proteger las decisiones que no deben revertirse fácilmente, y suficiente flexibilidad regulatoria para adaptar instrumentos técnicos a la evolución del sector.

La reforma también debe protegerse políticamente. La reversión de la escisión debería requerir una ley específica del Congreso. Las decisiones clave de las nuevas empresas, como remoción de directores, cambios sustantivos en planes de inversión o modificación de estructura societaria, deben requerir mayorías reforzadas y procedimientos transparentes. Las obligaciones de publicación de información deben tener sanciones por incumplimiento.

La sostenibilidad de la reforma depende también de su legitimidad social. La experiencia comparada muestra que las reformas del sector eléctrico que pierden respaldo ciudadano se vuelven políticamente reversibles, independientemente de su solidez técnica. Esa legitimidad no es automática: depende de que la reforma mantenga una distinción clara y visible entre quienes no pueden pagar y quienes pudiendo pagar no lo hacen. Para los hogares vulnerables, la respuesta debe ser formalización, tarifa social, facilidades de pago y programas de eficiencia energética. Para los usuarios con capacidad de pago, empresas conectadas irregularmente o redes de fraude organizado, la respuesta debe ser la aplicación efectiva de la ley. Sin esa distinción, las medidas de cobranza y enforcement pierden legitimidad social y se vuelven vulnerables a reversión política. Con ella, la reforma puede construir una coalición ciudadana que la sostenga más allá del ciclo electoral.

La ley puede ordenar la reforma, pero no garantiza su ejecución. El reto será sostener el impulso político, emitir los reglamentos, cumplir los plazos y tomar las decisiones que convierten el mandato legal en cambios reales. Esa voluntad de ejecución determinará si esta reforma logra ser distinta a la de 2014, una ley bien diseñada cuya transformación estructural nunca llegó a ejecutarse.

Pública o privada, la ENEE seguirá fallando si el país no corrige los problemas que impiden que el sector funcione. La reforma no es una discusión sobre propiedad en abstracto. Es una decisión sobre qué estructuras pueden sostenerse frente a las fuerzas que han destruido esfuerzos anteriores. Cada año sin reforma significa menos recursos para salud y educación, energía más cara para producir y competir, y casi un millón de hondureños que siguen sin acceso al servicio.

Sin un sistema eléctrico que funcione, Honduras seguirá financiando la crisis en lugar de financiar su desarrollo.

Sendas agradece a los diversos especialistas y representantes del sector eléctrico hondureño, el gobierno y la sociedad civil que participaron en el proceso consultivo realizado entre marzo y junio de 2026, entre ellos José Manuel Arriaga, Luis Cosenza, Wilfredo Díaz, Carlos Roberto García, Karla Martínez, José Morán, Salomón Ordoñez, Gilberto Ramos y Erick Tejada, así como exfuncionarios de la Empresa Energía Honduras (EEH) y del Programa Nacional para la Reducción de Pérdidas (PNRP). Finalmente, Sendas agradece a la Secretaría de Finanzas (SEFIN), a la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ) y a la oficina local del Fondo Monetario Internacional (FMI) por sus valiosos aportes.

Anexo 1.1. Importaciones de generadores menores <375 kW como porcentaje de las importaciones de maquinaria y equipo, (%)

Anexo 2.1 Selección de contratos directos y licitaciones, 1990 - 2026

Los contratos presentados corresponden únicamente a los procesos de los que tenemos conocimiento. Honduras no cuenta con un repositorio centralizado y de acceso público fácilmente navegable que permita verificar el universo completo de contratos de generación de energía vigentes o históricos.

Anexo 2.2 Resultados de licitación competitiva del 2017 (LPI- No. 100-009/2017)

Anexo 2.3 LCOE (Levelized Cost of Energy) por tecnología

Anexo 2.4 Generación por tipo de tecnología y mercado, 2025

Anexo 3.1 Reformas aplicadas al subsector eléctrico 1994-2026

La Ley Marco del Subsector Eléctrico de 1994 abrió la generación a la inversión privada. La reforma incluyó el establecimiento de un regulador independiente, la apertura de la generación a la inversión privada, y la privatización de la distribución a redes y fijar tarifas basadas en costos. En la práctica, la distribución no fue separada ni privatizada: la ENEE continuó operando como empresa pública integrada y comprador único de facto. Otros países centroamericanos —Guatemala, El Salvador, Panamá y Nicaragua— concesionaron o privatizaron la distribución en ese mismo periodo.

El Proyecto Siete Ciudades (1994–1999) reconstruyó las redes de distribución en los principales centros de carga urbanos y estableció normas modernas de diseño que la ENEE adoptó. A medida que crecieron los centros de población, la falta de financiamiento para nuevas obras obligó a abandonar las normas introducidas por el proyecto; la consecuencia fue mayor sobrecarga de circuitos y pérdidas técnicas más altas. Su limitación fue de sostenibilidad, no de diseño técnico (Banco Mundial, 2007).

La tercerización comercial con el Servicio de Medición Eléctrica de Honduras (SEMEH) —activa desde finales de los años noventa cubría medición, facturación y cobranza, pero no incluía responsabilidad sobre la reducción de pérdidas. Entre 1996 y 2000 se registró una reducción de pérdidas de distribución de 27% a 18.5%. Sin embargo, estas volvieron a crecer a partir de 2000. Tercerizar las funciones operativas puede mejorar ciertos procesos, pero no garantiza correcciones duraderas si los incentivos no están alineados con el resultado final. En términos de diseño institucional, SEMEH era parte de la solución operativa: podía contribuir a detectar fraude y mejorar la gestión comercial, pero no era responsable por reducir de forma sostenida las pérdidas, fortalecer el flujo de caja ni asegurar la inversión necesaria.

El Proyecto de Mejora de la Eficiencia del Sector Energía (PROMEF), de la década de 2010, tampoco logró revertir la tendencia. Sus componentes —gestión comercial, rehabilitación de redes, fortalecimiento institucional— eran técnicamente pertinentes, pero las pérdidas pasaron de 20% en 2008 a 31.2% en 2013 durante el período en que se ejecutaba. PROMEF fue diseñado para modernizar una ENEE integrada mientras la reforma sectorial avanzaba hacia la separación de actividades; esa tensión entre optimizar la empresa existente y preparar una arquitectura distinta redujo la claridad y la continuidad del proceso.

La Ley General de la Industria Eléctrica de 2014 retomó la idea de separación de actividades y reorganización del sector. La ley contemplaba iniciar la escisión de la ENEE en generación, transmisión, distribución y comercialización, crear un operador del mercado y establecer una nueva estructura regulatoria. Sin embargo, la separación operativa no se consolidó. El problema de distribución y pérdidas fue trasladado al esquema de fideicomiso y al contrato Alianza Público Privada con la Empresa Energía Honduras (EEH). En ese sentido, EEH no aparece como origen del problema, sino como un intento de resolver el componente comercial y de distribución que las reformas anteriores no habían logrado corregir.

El caso de EEH muestra que fijar metas contractuales no es suficiente si no existen control operativo efectivo, incentivos alineados e inversión ejecutada en la red. El contrato estableció una trayectoria explícita de reducción de pérdidas: pasar de una línea base de 29% a 12% en siete años. Sin embargo, los resultados se desviaron desde el primer período y la brecha se amplió año tras año. Aunque Manitoba Hydro International, firma supervisora del contrato, identificó instrumentos relevantes —priorización por circuitos, verificación de grandes clientes, gestión de irregularidades, adaptación de la red al crecimiento de la demanda y mejora de la información facturable—, estos no se tradujeron en una ejecución sistemática. La falla principal no fue la ausencia de objetivos, sino la falta de mecanismos efectivos para convertir esos objetivos en acciones correctivas oportunas, inversión focalizada y responsabilidad operativa sobre los resultados.

Después de la crisis del contrato con EEH, la administración de Xiomara Castro devolvió al Estado un papel directo en la reducción de pérdidas mediante el Programa Nacional de Reducción de Pérdidas (PNRP), ENEE Distribución y la Unidad Técnica de Control de Distribución (UTCD). Sin embargo, el cambio de control no resolvió por sí solo los problemas de ejecución y coordinación. La evaluación de la Asociación para una Sociedad Justa (ASJ, 2024) reportó baja ejecución frente al presupuesto aprobado, contratación de personal adicional y compra de más de medio millón de medidores, de los cuales solo se había instalado cerca de un tercio. También señaló la coexistencia de varias estructuras con recursos y personal asignados al mismo objetivo, incluyendo el fideicomiso que aún financiaba a EEH. Para 2025, las pérdidas seguían ubicándose por encima de un tercio de la energía distribuida.

Anexo 3.2. Subsidios aplicados a los usuarios de la ENEE

Anexo 3.3. Cronología de administraciones de la ENEE, 1990-2026

Anexo 4.1 Cálculo de lo que el déficit anual de la ENEE en 2026 podría representar en gasto público

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