Apagones amenazan a Honduras en 2025

Tegucigalpa, Honduras.

La crisis energética en Honduras no da tregua. Los apagones, que se convirtieron en una constante a lo largo de 2024, junto con la tarifa eléctrica más alta en los últimos cinco años (L6.24 por KWh), dejaron un impacto crítico en la economía y la calidad de vida de millones de hondureños, quienes temen que este escenario se repita o incluso se agudice en 2025.

”Ojalá hagan algo porque, además de que la energía está cara, hemos tenido grandes pérdidas, se nos ha arruinado carne, lácteos y hasta el microondas se quemó de tanto apagón”, lamentó doña Fragia, una comerciante de Catacamas, Olancho.

Personas como don Héctor Ordóñez, residente de San Pedro Sula, al norte de Honduras, también han sufrido las consecuencias de los apagones, pues la falta de energía provocó que se echara a perder su insulina, un medicamento vital (que necesita ser refrigerado) para su tratamiento como diabético.

”Es un caos, pero no solo es eso, también deben tomar en cuenta el sufrimiento de la gente que debe pagar más dinero por un pésimo servicio”, opinó doña Silvia, su esposa.

Tras varios meses de esta crisis, el ministro de Energía, Erick Tejada, anunció el pasado 20 de diciembre la adjudicación de un proyecto clave para el sector eléctrico, valorado en 115 millones de dólares (equivalentes a L2,915,250,000 lempiras).

El proyecto, que abarca una línea de transmisión de 197 kilómetros entre las ciudades de El Negrito, Yoro y Reguleto, incluye la construcción de tres nuevas subestaciones y la ampliación de dos más.

”Después de 15 años de espera, comenzaremos la construcción de la mayor obra de transmisión eléctrica jamás realizada en el país”, destacó Tejada, quien subrayó que este proyecto será fundamental para mejorar la calidad y estabilidad del suministro energético en la región.

Sin embargo, expertos entrevistados por LA PRENSA Premium advierten que, aunque la iniciativa representa un paso positivo, se trata de una medida paliativa que no resuelve el problema estructural de fondo.

“Básicamente y según lo ha informado la ENEE, ya han tomado las medidas de corto plazo, pero esas medidas son las típicas para ese horizonte de tiempo”, explicó José Manuel Arriaga Yacamán, consultor energético y exgerente de la estatal.

”Las contrataciones de corto plazo se han incrementado porque la ENEE no ha logrado ejecutar las licitaciones de generación eficiente. En ese aspecto, no ha cumplido con el mandato de la Ley General de la Industria Eléctrica, que exige tener contratado anualmente el suministro de la demanda máxima de sus clientes, más el margen de reserva del 10% estipulado por la CREE”, agregó el experto.

LA PRENSA Premium analizó las cifras oficiales de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (Enee), calculadas por la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ), sobre la energía no suministrada, que hasta septiembre de 2024 ascendió a 330,354,820.38 millones de dólares.

Mediante un cálculo rápido, se puede determinar que las pérdidas mensuales alcanzaron los $36,706,091.10, lo que equivale a L930,499,410.70.

Si desglosamos esta cifra por día, el costo de la energía no suministrada se traduce en pérdidas diarias de $1,223,536.37, aproximadamente 31 millones de lempiras (L31,016,646.97 exactamente) debido a los apagones.

Esto implica un aumento de un millón de lempiras más en las pérdidas diarias, en comparación con julio de 2024. Además, representa un incremento de 11 millones de lempiras en relación con 2023, cuando las pérdidas diarias eran de 20 millones de lempiras.

Si hablamos de porcentaje, podemos decir que el aumento de las pérdidas por apagones de 2024 en comparación con 2023 es del 55%.

”Las interrupciones persistirán para 2025, aunque en menor proporción que en 2023, pero siempre se va a dar porque no hay nuevas inversiones en generación y la demanda sigue aumentando”, consideró Kevin Rodríguez, experto en energía de la organización.

Por su parte, Miguel Aguilar, presidente del Sindicato de Trabajadores de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (STENEE), mencionó que el panorama energético para el verano de 2025 dependerá de tres factores clave: el comportamiento de la demanda, el impacto de las altas temperaturas y las limitaciones en la capacidad de transformación de la ENEE.

Aguilar explicó que el incremento de la demanda, impulsado por el calor extremo, y las sobrecargas en el sistema podrían generar condiciones similares a las del verano de 2024, cuando una ola de calor superó la capacidad del plan de contingencia, provocando apagones y afectando a los abonados.

”Este 2025 va a ser igual condición, si la temperatura incrementa, incrementa la demanda y también la sobrecarga y es ahí donde están los efectos de la falta de inversiones en transformadores. Repito, la ENEE ha hecho inversiones importantes, pero esperemos que la temperatura no esté igual que el 2024 porque si no sería otra situación adversa”, opinó.

El año pasado, la crisis de apagones en Honduras dejó en evidencia la incapacidad de la institución para afrontar la demanda energética, agudizándose por fenómenos naturales como el extremo calor.

La oscuridad se convirtió en un obstáculo cotidiano para centros escolares, que improvisaron iluminando las aulas con linternas de celulares, familias enteras vieron cómo sus alimentos se descomponían ante la falta de refrigeración, y cientos de negocios quedaron paralizados, incapaces de operar sin electricidad, lo que tradujo el apagón en pérdidas económicas y desesperación.

En tanto, el costo de la electricidad en Honduras no ha dejado de aumentar en los últimos años, con la tarifa promedio por kilovatio hora (kWh) alcanzando su nivel más alto en el último trimestre de 2024 (se mantuvo en 6.24 lempiras por KWh).

Los datos muestran cómo, desde 2020, las tarifas eléctricas han seguido una tendencia ascendente, a excepción de una caída inicial en 2020 cuando la tarifa pasó de 4.83 lempiras por kWh en el primer trimestre a 3.96 lempiras en el tercer trimestre, probablemente por ajustes temporales relacionados con la pandemia de covid-19.

No obstante, desde 2021, las tarifas retomaron una escalada constante, superando los 5 lempiras por kWh en 2022 y alcanzando los 6 lempiras en 2024.

Entre los factores que explican este incremento se encuentran las pérdidas eléctricas, la dependencia de generación a base de diésel y la falta de inversiones en energía renovable y eficiente.

En 2022, por ejemplo, la tarifa promedio llegó a 6.06 lempiras por kWh. Para 2023, aunque hubo una ligera reducción en las tarifas durante algunos trimestres, estas volvieron a repuntar, cerrando el año en 5.24 lempiras por kWh.

En 2024, el incremento continuó hasta llegar al pico actual de 6.24 lempiras, lo que coloca a Honduras como uno de los países con las tarifas eléctricas más altas en la región, según expertos.

“El 2024 cerró con la tarifa más alta de los últimos 5 años, las pérdidas siempre en 37%, hubo más pérdida económica por apagones en 2024 que en 2023, y la deuda histórica de la ENEE aumentó a niveles históricos (L110,000 millones al tercer trimestre de 2024), la deuda con generadores también a niveles nunca antes vistos (L23,000 millones) y la ENEE sigue con dificultades para acceder a créditos por el fracaso de la colocación de bonos”, agregó Rodríguez.

Recientemente, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) anunció que, aunque el pliego tarifario para enero-marzo de 2025 se redujo un 5.09%, las tarifas energéticas permanecerán congeladas en 5.74 lempiras por kilovatio hora (kVh).

Esta medida, que suma 31 meses desde que el gobierno comenzó a absorber las variaciones en el costo de generación, refleja una leve disminución en el costo real promedio de la tarifa.

Sin embargo, en los últimos 12 meses, la tarifa acumuló un incremento del 21.02%, parcialmente revertido en el cierre del año, constató este medio.

Desde su creación en noviembre de 2022, el Programa Nacional de Reducción de Pérdidas (PNRP) se planteó como una solución crucial para la crisis financiera de la ENEE, cuyo déficit se debe en gran parte a las pérdidas de energía, tanto técnicas como no técnicas.

Con el respaldo del decreto legislativo 45-2022, el plan fijó los objetivos de reducir las pérdidas al 28% en 2023 y alcanzar un 18% para 2026.

Sin embargo, casi dos años después de su implementación y con una inversión superior a los L3,824 millones, los avances son más lentos de lo esperado.

Arriaga explicó que las metas de reducción de pérdidas resultaron demasiado ambiciosas, dado que las reducciones en índices elevados suelen ser más pronunciadas al inicio, pero se vuelven más complejas y lentas con el tiempo.

”Una disminución tan drástica implica ejecutar acciones para reducir tanto las pérdidas técnicas como las no técnicas, y esos esfuerzos requieren inversiones y tiempo que no es posible concretar en plazos cortos”, aclaró.

Además, destacó que las pérdidas se calculan considerando períodos de 12 meses continuos, lo que implica que no deben interpretarse los resultados de un solo mes como una tendencia concluyente.

La explicación de Arriaga pone en perspectiva las dificultades estructurales que enfrenta el sistema energético. Mientras las pérdidas técnicas están asociadas a la antigüedad y deterioro de la red eléctrica, las pérdidas no técnicas -como el hurto de energía y la manipulación de medidores- representan un reto adicional que requiere medidas contundentes.

Según los datos de la ASJ, en 2017 las pérdidas representaban el 30.78%, pero desde entonces han experimentado un incremento sostenido que alcanzó su punto más alto en 2020 con un 37.76%.

A pesar de una leve reducción en 2021, cuando las pérdidas cayeron al 33.36%, los porcentajes han vuelto a repuntar. En 2023, las pérdidas llegaron al 37.77%, mientras que, en 2024, aunque se registra una ligera disminución al 36.98%, el nivel sigue siendo elevado.

Sin embargo, los indicadores de pérdidas de la ENEE muestran que en noviembre de 2024 las pérdidas fueron de 34.72%, 2.72% puntos menos que los 37.44% que había en septiembre de 2023, lo que equivale a L1,496 millones, tomando en cuenta que cada punto porcentual equivale a $22 millones (L55 millones).

Para el analista energético Edgar Aguilar, las altas pérdidas históricas de la ENEE, que superan un tercio de la energía generada, son un reflejo claro de fallas estructurales en el modelo de operación de la estatal eléctrica.

Estas pérdidas, asegura, “evidencian una ineficiencia en la facturación y un deficiente control del robo de energía, lo que afecta gravemente la capacidad de la ENEE para invertir en mejoras esenciales del sistema”.

Desde su punto de vista, estas fallas estructurales se deben en gran parte al modelo de comprador único que rige la ENEE, en el cual la empresa estatal controla la transmisión, distribución y parte de la generación.

”La falta de un sistema más competitivo no ha generado los incentivos necesarios para mejorar la facturación y asegurar los ingresos que permitirían fortalecer el servicio”, indicó.

En cuanto al desempeño del Programa Nacional de Reducción de Pérdidas, Aguilar consideró que, pese a los recursos invertidos, los resultados han sido insuficientes. “Es necesario exigirle al programa resultados más significativos y sostenibles, no solo reducciones momentáneas”, afirmó.

Al cierre de 2024, el ministro de Energía, Erick Tejada, informó que están en marcha 16 proyectos de generación, 23 de transmisión y 12 de distribución de energía eléctrica en todo el país.

Estos proyectos, informó, representan una inversión pública total de 21 mil millones de lempiras y beneficiarán a aproximadamente 6 millones de hondureños. Tejada agregó que en 2025 “seguiremos con la masiva inversión en generación, transmisión y distribución”.

Por su parte, tanto la sociedad civil como los expertos en energía advierten que el 2025 se perfila como un año lleno de desafíos para el sector energético, y para los hondureños, que continúan enfrentando las severas consecuencias de un sistema en crisis.