Qué cambia con el proyecto de reforma, qué significa para el inversionista y por qué el arbitraje será protagonista en el sector energético de Honduras.
En el sector energético los proyectos se financian a veinte años; las normativas, en cambio, pueden modificarse en una sola legislatura. Esa asimetría explica por qué importa tanto el proyecto de reforma que hoy discute el Congreso Nacional: no es un ajuste normativo más, sino el diseño de la arquitectura institucional sobre la que descansará —o no— el apetito del inversionista durante las próximas dos décadas.
Este análisis se limita al plano jurídico: qué dice el régimen vigente, qué diría el nuevo cuerpo normativo y qué significan esas diferencias para el inversor y para quien deberá resolver las controversias del sector. La tesis puede adelantarse desde ya: recuperar la confianza del inversionista exige mucho más que modificar el esquema normativo; exige reglas estables, autonomía regulatoria, seguridad jurídica y, sobre todo, certeza en la capacidad financiera de las instituciones. La reforma solo cumplirá su promesa si es integral.
1. Radiografía jurídica de una crisis
Las cifras son elocuentes. Al aprobar el Decreto 46-2022, el propio Congreso Nacional dejó constancia de una deuda de la ENEE de 75,600 millones de lempiras —poco más del diez por ciento del PIB— y de pérdidas técnicas y no técnicas cercanas al treinta y ocho por ciento. Cuatro años después se describe un deterioro mayor: una deuda que ronda los cien mil millones de lempiras y cerca de un millón de hondureños con el acceso al servicio en riesgo.
Detrás de cada cifra hay un hecho jurídico: un contrato de suministro, una tarifa aprobada, un subsidio financiado, una resolución regulatoria. Las cifras describen los síntomas; el andamiaje normativo explica buena parte del diagnóstico.
El contexto regional agrava la urgencia: los análisis comparados ubican a Honduras entre los sistemas más vulnerables del istmo por su dependencia térmica, mientras el país está obligado, como signatario del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, a armonizar gradualmente su regulación con la regional. En un istmo que compite por capital, el marco jurídico es, en sí mismo, un factor de competitividad.
La Ley General de la Industria Eléctrica (Decreto No. 404-2013) instauró en 2014 un modelo de mercado: regulador especializado, operador del sistema, libre acceso a redes y participación privada. El Decreto 46-2022 respondió a una concepción distinta: declaró la energía eléctrica bien público de seguridad nacional y derecho humano, reintegró el despacho a la ENEE, reservó a la estatal la comercialización y autorizó la renegociación —y, en su defecto, la terminación con adquisición estatal previo justiprecio— de los contratos de generación. El proyecto de 2026 parece retornar al modelo de mercado, con un diseño institucional considerablemente más detallado.
Los cambios de mayor relevancia
Regulador (CREE): de comisionados nombrados directamente por la Presidencia, con remoción no reglada, a comisionados propuestos por una junta nominadora plural, seis años con renovación escalonada, causales taxativas de remoción y presupuesto propio inembargable.
Operación del sistema: del Centro Nacional de Despacho integrado a la ENEE a un Operador del Sistema y del Mercado autónomo, con directores por concurso público de méritos.
Estructura de la ENEE: de empresa integrada por centros de costos a escisión en sociedades mercantiles de generación, transmisión y distribución, con auditoría externa anual.
Comercialización: de actividad exclusiva de la ENEE a actividad abierta a comercializadores sin vinculación con la distribuidora de la zona.
Contratos de generación vigentes: de la renegociación autorizada por ley a la continuidad hasta el vencimiento del plazo, con modificaciones solo de mutuo acuerdo y no objeción de la CREE.
Compras de las distribuidoras: de compras conjuntas definidas por la ENEE a licitaciones públicas internacionales de largo plazo supervisadas por la CREE.
Precio de referencia de la potencia: del valor fijado en la ley (USD 8.78/kW-mes) a una metodología definida por la CREE, con el valor legal como régimen transitorio.
Subsidios y tarifas: de la posibilidad de subsidios cruzados a su prohibición expresa.
Almacenamiento de energía: de la ausencia de regulación al reconocimiento de la actividad con reglas de no discriminación.
Solución de controversias (Art. 27): de una cláusula general sin foro ni reglas a un foro de referencia (CCA-CCIT), con Ley de Conciliación y Arbitraje supletoria y laudo definitivo.
2. La óptica desde la inversión
Todo análisis de riesgo jurídico de un proyecto energético pondera, en esencia, cinco variables. La primera es la independencia del regulador: el costo de capital de un proyecto a veinte años incorpora la probabilidad de decisiones tarifarias o sancionatorias discrecionales. Junta nominadora plural, períodos escalonados, causales taxativas de remoción y presupuesto inembargable son las garantías estándar contra la captura del regulador.
La segunda es la estabilidad contractual. El proyecto dispone que los contratos continúen hasta el vencimiento de su plazo y solo puedan modificarse de mutuo acuerdo, con no objeción de la CREE. En términos jurídicos, la transitoria convierte el principio pacta sunt servanda en regla legal expresa del subsector: el dato que cualquier due diligence debería examinar primero.
La tercera es la previsibilidad económica del marco: precios por metodología reglamentaria en lugar de valores fijados en la ley, prohibición de subsidios cruzados y remuneración de la transmisión por veinte años conforme al valor de licitación.
La cuarta es el riesgo de ejecución: plazos exigentes —doscientos días hábiles para que el nuevo operador inicie operaciones—, una escisión societaria de enorme complejidad y buena parte del contenido efectivo remitido a la reglamentación secundaria.
La quinta —y la determinante— es la capacidad de pago del comprador. Ninguna de las variables anteriores compensa la ausencia de credibilidad financiera de la ENEE. El inversionista proyecta la probabilidad de cobrar cada factura durante veinte años; cuando esa probabilidad se percibe baja, el riesgo se traslada al precio como prima, y esa prima la paga el país entero vía tarifas o rescates fiscales.
3. El arbitraje como mecanismo predilecto
El artículo 27 vigente de la LGIE es una cláusula abierta: las partes pueden acudir a la conciliación y al arbitraje, sin foro, reglas ni régimen supletorio claros. El proyecto lo transforma en una cláusula operativa: establece un foro de referencia, preserva la autonomía de las partes para pactar sede y reglas distintas, declara supletoria la Ley de Conciliación y Arbitraje y atribuye carácter definitivo al laudo. La diferencia no es cosmética: una disposición genérica sobre arbitraje es como un seguro sin póliza.
Honduras ha enfrentado en los últimos años una actividad arbitral internacional significativa vinculada al sector eléctrico. Sin valorar los méritos de esos casos, el dato jurídico es incontestable: las controversias del sector terminan resolviéndose en sede arbitral. Canalizarlas desde su origen contractual hacia mecanismos institucionales, previsibles y especializados responde a la naturaleza misma de la industria.
Conviene, con todo, no perder de vista su alcance: el arbitraje opera cuando la controversia ya surgió; la capacidad de pago del comprador es lo que evita que surja. Un foro técnico y expedito reduce el costo del conflicto, no el riesgo de tenerlo.
4. Consideración final
El proyecto plantea la sustitución de un modelo de gestión estatal integrada por un modelo de mercado regulado con separación de funciones, con un nivel de detalle institucional poco frecuente en la técnica legislativa hondureña reciente. Su éxito no se medirá en su aprobación, sino en su integralidad: texto legal, reglamentación secundaria rigurosa, nombramientos de calidad y saneamiento financiero de la estatal avanzando a la par.
Lo que sí puede afirmarse desde ya es que, apruébese o no, el sector eléctrico hondureño demandará en los próximos años más estructuración normativa, contratación sofisticada y más arbitraje especializado, no menos.
En IO·EPIK acompañamos a inversionistas y empresas del sector energético en materia regulatoria, estructuración de inversiones, procesos de licitación y mecanismos de solución de controversias.
Las opiniones aquí expresadas tienen carácter estrictamente académico y no constituyen asesoría legal.