El Banco Europeo de Inversiones (BEI) apoyará a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (Enee) con una línea de crédito de 200 millones de euros (unos 6,102 millones de lempiras) para fortalecer las líneas de transmisión en Honduras.
Las líneas de transmisión de la Enee constituyen el conjunto de infraestructuras de alta tensión diseñadas para transportar la energía eléctrica desde las centrales de generación hasta las subestaciones de distribución en todo el país.
Gonzalo Fournier, embajador de la Unión Europea (UE), sostuvo una reunión con Eduardo Oviedo, gerente general de la Enee y secretario de Energía, en la que abordaron este y otros temas.
“Es una oferta integral, flexible, que se adaptará a las necesidades del Gobierno de la República”, enfatizó Gonzalo Fournier, embajador de la Unión Europea.
Financiamiento europeo para la red eléctrica
Agregó que el financiamiento forma parte de un crédito de 1,000 millones de euros disponible para el Mercado Eléctrico Regional (MER), integrado por Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá.
Por su parte, Eduardo Oviedo, gerente general de la Enee y secretario de Energía, confirmó que personal técnico de la estatal y del Ente Operador Regional (EOR) realiza, desde hace varios años, los estudios necesarios para determinar las necesidades de transmisión a nivel nacional y regional.
El funcionario añadió que las inversiones en transmisión son necesarias debido al crecimiento sostenido de la demanda nacional y al envejecimiento de la infraestructura. Como ejemplo, mencionó la interconexión con Nicaragua, que ya tiene 50 años de operación.
Fournier indicó que el financiamiento contempla tres componentes: asistencia técnica no reembolsable; el componente financiero —referido al préstamo de 200 millones de euros—; y el industrial, que promueve la participación de empresas europeas interesadas en invertir en Honduras.
En este contexto, la Enee presentó su visión de modernización institucional, alineada con su plan de expansión, priorizando el acceso universal a la energía, la reducción de pérdidas y la actualización de los sistemas eléctricos como pilares fundamentales para el desarrollo.
Impacto en inversión y desarrollo económico
Salomón Ordóñez, asesor en temas de energía del Consejo Hondureño de la Empresa Privada (Cohep), manifestó a LA PRENSA que el crédito de 200 millones de euros es una noticia positiva, ya que es necesario mejorar las líneas de transmisión por tres razones: reducir pérdidas técnicas; eliminar puntos saturados mediante la ampliación de la capacidad; y facilitar la llegada de nuevas industrias e inversiones.
“Tal cual es el caso del Valle de Sula, donde existen muchos proyectos comerciales que todavía no obtienen el permiso de la Enee para poder conectarse, lo que atrasa la inversión y generación de empleos”, agregó Ordóñez.
Radiografía del sistema eléctrico nacional
El Sistema Interconectado Nacional (SIN) cuenta actualmente con 119 líneas de transmisión en niveles de tensión de 69, 138 y 230 kV, siendo estas últimas las de mayor capacidad de transporte.
La red dispone de aproximadamente 2,741 kilómetros de líneas de transmisión que interconectan el territorio nacional, sostenidas por unas 11,000 estructuras, entre torres y postes.
Además, el sistema eléctrico cuenta con 88 subestaciones de transmisión, que cumplen funciones que van desde el suministro de la demanda eléctrica hasta la interconexión de centrales de generación y la conmutación entre distintos elementos de la red.
En cuanto a la distribución geográfica, el SIN cuenta con 36 subestaciones en la zona norte, 13 en la zona centro, 13 en la zona sur, 9 en la zona oriente, 7 en occidente y 13 en el Litoral Atlántico. Asimismo, dispone de 18 transformadores de potencia dentro de la red de transmisión nacional.
Zona norte: el punto más crítico
La zona norte, especialmente el corredor entre Cortés, San Pedro Sula y El Progreso, concentra los eventos de mayor impacto para el SIN. Algunas líneas presentan fallas con tiempos de recuperación prolongados o pérdidas significativas de carga, lo que se traduce en altos niveles de energía no suministrada.
Además, se reporta una alta recurrencia de problemas técnicos que afecta la continuidad del servicio en el norte y centro-norte del país.
Para esta región, el Plan de Expansión de la Red de Transmisión 2026-2035 del Centro Nacional de Despacho (CND) prioriza la redundancia en el corredor Cortés–El Progreso.
Datos del CND indican que la red opera al límite en esta zona, donde una falla en líneas como la L516 o la L610 genera un efecto dominó que la red de 138 kV no logra compensar.
Soluciones técnicas y costos de expansión
El informe también señala que líneas como la L516 (Cortés–Tela) y la L604 (Cajón–El Progreso) tienen un impacto significativo en la energía no suministrada (ENS).
Una de las soluciones más rentables es la instalación de un segundo circuito en torres existentes de 230 kV, con un costo estimado de entre 132,000 y 172,000 dólares por kilómetro.
Esta medida permitiría reducir significativamente los 1,101.5 MWh que pierde la línea L516, ya que, ante una falla, el segundo circuito absorbería la carga automáticamente.
Para líneas con alta frecuencia de fallas pero menor voltaje, como la L429 de 69 kV, se plantea la repotenciación mediante el reemplazo de conductores antiguos por otros de mayor capacidad, como ACSS o Linnet.
Este proceso tiene un costo aproximado de entre 110,000 y 184,000 dólares por kilómetro y permitiría mejorar la capacidad de transmisión sin activar protecciones por sobrecarga.
Inversiones necesarias para la resiliencia
La construcción de nuevas líneas representa la inversión más elevada, pero resulta necesaria para la expansión industrial del Valle de Sula.
Una línea con postes de concreto tendría un costo promedio de entre 400,000 y 580,000 dólares por kilómetro, mientras que una con torres de acero oscilaría entre 800,000 y 1,100,000 dólares por kilómetro.
Aunque el uso de torres de acero incrementa significativamente los costos, el plan justifica esta inversión en la zona norte, expuesta a huracanes y vientos fuertes, para garantizar la resiliencia del sistema ante desastres naturales.
Como ejemplo, la intervención en la línea L516, de 89.4 kilómetros, podría costar alrededor de 18 millones de dólares si se opta por su repotenciación, mientras que su reconstrucción con doble circuito superaría los 80 millones de dólares.
El documento concluye que la zona norte de Honduras requiere una inversión intensiva debido a que la infraestructura actual de 69 kV y 138 kV resulta insuficiente.
En ese sentido, el CND prioriza la migración a sistemas de 230 kV con torres de acero, lo que explica los altos costos, pero también su necesidad para reducir las pérdidas por energía no suministrada.
Reacciones del sector energético
Miguel Aguilar, presidente del Sindicato Enee, declaró a LA PRENSA que es un avance sustancial que bancos europeos quieran financiar una mejora en la red de energía, específicamente en transmisión.
“Ya está el diseño de lo que se requiere en transmisión, y se debe seguir fortaleciendo porque es la columna vertebral de un sistema interconectado de país”, apuntó Miguel Aguilar, presidente del Sindicato Enee.
Aguilar indicó que cuentan con un plan que detalla cuáles son las líneas de transmisión que se requieren construir; solo falta el financiamiento para licitar y ejecutar estos proyectos.
“Son varias líneas que hacen falta que se construyan; qué bueno que haya esta esperanza de financiamiento”, añadió Miguel Aguilar, presidente del Sindicato Enee.
