Riesgo de apagones aumenta con regreso de fenómeno El Niño

Con el regreso del fenómeno climático El Niño, que provoca altas temperaturas y escasez de lluvias, expertos advierten que podría aumentar el número de apagones y racionamientos de energía eléctrica, similares a los registrados en 2024 en Honduras.

Un sistema eléctrico obsoleto, un déficit importante de energía frente a una demanda creciente y las altas temperaturas que podrían impactar con mayor fuerza la zona norte mantienen en alerta a especialistas, quienes señalan que se eleva el riesgo de interrupciones en el suministro, pese a los mantenimientos preventivos semanales de hasta ocho horas.

De acuerdo con los pronósticos, a partir de abril el país estaría bajo la influencia de El Niño, lo que implicaría una reducción de lluvias y temperaturas por encima del promedio. En 2024, el fenómeno dejó temperaturas récord a nivel mundial y fue calificado por diversas organizaciones como el más cálido registrado.

La situación impactó de forma significativa el servicio eléctrico, con millonarias pérdidas para las micro, pequeñas y medianas empresas (mipymes), daños en electrodomésticos y afectaciones en la salud.

Además de los constantes apagones, el Centro Nacional de Despacho (CND) elaboró un plan de desconexión en caso de déficit de generación, adicional a los mantenimientos semanales programados.

Miguel Aguilar, presidente del Sindicato de Trabajadores de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (Stenee), declaró que la Enee cuenta con potencia firme para hacer frente a la demanda; sin embargo, advirtió que en los picos de calor podría repetirse lo ocurrido en 2024.

“Ese sería el riesgo de una ola de calor, que ya no sería por un problema de energía, sino por un problema de sobrecalentamiento, y ese sobrecalentamiento siempre es un riesgo, tanto en el transformador de subestaciones como en el transformador de distribución; lo que nosotros hemos planteado es el mantenimiento preventivo y correctivo”.

Aguilar reconoció que los transformadores de distribución están sobrecargados y que el problema persiste cuando aumenta la demanda. Sobre la licitación de los 1,500 megavatios (MW), el proceso de compra de energía más grande en la historia de Honduras, diseñado para cubrir el déficit proyectado hasta 2030, señaló que en el gobierno anterior no pudo concretarse y que es de vital importancia.

La Enee informó, a través de un comunicado, que las empresas que deseen participar en la licitación pública internacional tienen tres meses adicionales para presentar las ofertas técnicas y económicas, inicialmente previstas para marzo por parte de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (Cree). El plazo se extiende hasta junio del presente año.

Recientemente, la Unidad Técnica de Control de Distribución (UTCD), que funciona por medio de fideicomiso, lanzó el proceso de licitación (No. UTCD-UDP-2026-02-145) para contratar, bajo la modalidad llave en mano, la ejecución de obras civiles, electromecánicas, PCYM y logísticas en las subestaciones eléctricas Santa Fe, La Puerta, Bermejo y Choloma. El objetivo es la interconexión y puesta en servicio de transformadores de distribución de 50 MVA, 138/13.8 kV, instalados en cada una de estas subestaciones. La fecha máxima para presentar ofertas es el 8 de abril de 2026.

Aunque la estatal adquirió estos transformadores, aún no están en funcionamiento y, de ser exitoso el proceso de licitación, su instalación tardaría un promedio de seis meses; es decir, no estarían listos durante el primer semestre del año. “Hace falta instalar estos transformadores; una parte entra la Enee y otra un privado, para que se hagan las obras civiles y electromecánicas para instalarlos”, explicó Aguilar.

La demanda en el valle de Sula oscila entre 700 y 800 MW, aunque en San Pedro Sula ya ha superado los 1,000 MW; mientras que en Tegucigalpa es de entre 500 y 550 MW; en Olancho, 60 MW; en el litoral atlántico, 160 MW; y en la zona sur, 40 MW. El valle de Sula representa el 52% del consumo nacional.

Las horas pico de consumo eléctrico en Honduras se concentran al mediodía y en la noche, especialmente entre las 6:30 p.m. y las 8:00 p.m. Estos horarios son críticos debido a la alta demanda, lo que suele provocar racionamientos obligatorios. “Todo el sistema interconectado nacional, hablando de transformadores de transmisión y distribución, está sobrecargado; eso va a provocar que el sobrecalentamiento lo saque de la línea y aparezcan apagones por el efecto del fenómeno de El Niño”, agregó Aguilar.

En 2025 se registraron 10,520 fallas en el Sistema Interconectado Nacional de generación, transmisión y distribución, las cuales demandaron la apertura del servicio y dejaron 187.4 millones de kilovatios hora (kWh) no entregados —energía dejada de suministrar— y 23.9 millones de kWh racionados —energía que no es recibida por el usuario—, de acuerdo con el informe anual de operación del mercado del CND.

Entre 2022 y 2025, las interrupciones eléctricas acumularon 40,841 aperturas de circuitos, que se tradujeron en 92.4 millones de kilovatios hora racionados a los abonados. De esos cuatro años, 2024 fue el de mayor número de fallas, con 12,369 interrupciones y 28.5 millones de kilovatios hora racionados. Una de las constantes quejas de los abonados es que estas interrupciones, tanto programadas como no programadas, no se reflejan en una disminución en el cobro de la factura.

Samuel Rodríguez, experto en energía, manifestó que en el gobierno anterior entraron 300 megavatios adicionales para cubrir la demanda. Además, se pusieron en funcionamiento plantas diésel para hacer frente a la falta de generación; sin embargo, esto genera mayor costo en la tarifa. “No solo es que no hay energía, es que la energía que llegue a haber va a ver un incremento tarifario; la energía más cara es la que no se tiene. Los precios, al haber más generación de energía térmica, también provocan que el costo de energía aumente”.

Rodríguez indicó que es necesario que las inversiones en la red de energía continúen. Además, señaló la necesidad de liberalizar el mercado energético. “Se debe seguir la ampliación de la red, nuevas subestaciones, hay que seguir repotenciando la red, pero la Enee no tiene dinero para invertir. En los próximos años, la Enee tiene que diligenciar 1,600 millones para repotenciar la red de distribución. ¿De dónde se va a sacar ese dinero? Es importante que haya adjudicación de licencias para empresas distribuidoras de energía privadas”, apuntó Rodríguez.

Añadió que en 2024 había déficit energético y que actualmente se ha logrado mermar esa problemática; no obstante, asegura que es necesario reanudar contratos con empresas y que hay falta de cuadrillas para cubrir la emergencia por verano. “Hay que procurar que los cortes de energía sean de lunes a viernes, porque los fines de semana afecta grandemente al turismo”, señaló.

Por su parte, Kevin Rodríguez, experto en energía, explicó que la demanda crece en un 4 %, lo que implicaría que este año sería de 2,300 megavatios. Sin embargo, indicó que no se ha instalado esa energía a precio competitivo, sino mediante el uso de plantas a base de diésel. “Eso resuelve parcialmente el problema, pero de una forma ajustada; esos contratos van a finalizar en 2027, será similar al 2024 que hubo afectaciones en cerca de 7,000 millones de lempiras por interrupciones; se pueden reducir los apagones, pero donde se va a ver es en la tarifa, eso es inevitable”, aseguró Rodríguez.

Rodríguez sostuvo que es necesario liberalizar el mercado energético para la industria y el comercio. Indicó que algunas empresas han estado a punto de retirarse del país debido a los constantes apagones, lo que las coloca en desventaja competitiva.

Efraín Rodríguez, expresidente de la Asociación Nacional de la Mediana y Pequeña Industria de Honduras (Anmpih), indicó que los apagones afectan gravemente a la pequeña industria, ya que solo algunas empresas cuentan con plantas generadoras, lo que además representa un gasto adicional que pocos pueden asumir.

Señaló que la mipyme hondureña no es competitiva y que muchas empresas necesitan modernizarse e industrializarse. Sin embargo, para lograrlo es necesario contar con apoyo financiero y una tarifa diferenciada de energía eléctrica. Enfatizó que los costos de producción son elevados debido a que la energía es onerosa en comparación con otros países de la región.

La Enee ejecutó una inversión de 15,932 millones de lempiras en proyectos de transmisión y distribución en la zona norte del país; sin embargo, se requiere una inversión mayor para cubrir un déficit acumulado de más de 30 años y atender el crecimiento residencial, comercial e industrial.