Honduras tiene la tercera tarifa eléctrica residencial más cara de Centroamérica

El costo de encender una luz, mantener funcionando un refrigerador o utilizar un aire acondicionado coloca a Honduras entre los países de Centroamérica donde más caro resulta consumir electricidad.

Un ranking publicado en julio de 2026 por Revista Mercado, con datos de Global Petrol Prices, ubica al país en el cuarto lugar entre los diez países latinoamericanos incluidos y en el tercero de Centroamérica, con una tarifa residencial de 0.236 dólares por kilovatio hora (kWh).

Por encima de Honduras aparecen Guatemala, con 0.294 dólares por kWh, y El Salvador, con 0.251 dólares. Chile ocupa el quinto lugar del listado, con 0.218 dólares por kWh, seguido de Colombia, Perú, Nicaragua, Panamá y Costa Rica.

Pero el precio que aparece en la factura eléctrica cuenta apenas una parte de la historia.

Detrás de esa tarifa existe un sistema que arrastra pérdidas financieras, dificultades para invertir en las redes, interrupciones del servicio y una creciente presión sobre las finanzas públicas.

Al frente de buena parte de esa estructura permanece la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (Enee), una estatal que todavía concentra funciones que la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), aprobada en 2014, planteó separar para promover competencia y eficiencia en el mercado.

El problema no termina, sin embargo, en el monto que paga cada usuario. Las ineficiencias acumuladas por el sistema eléctrico tienen un costo que debe ser asumido de alguna manera y que, cuando no puede recuperarse mediante la tarifa, termina presionando las finanzas del Estado a través de recursos públicos y endeudamiento.

Para Edgar Aguilar, economista y experto en energía de la Asociación para una Sociedad más Justa (ASJ), la diferencia entre lo que paga el usuario y lo que realmente cuesta sostener el sistema eléctrico es considerable.

“Si se recuperaran mediante la tarifa todos los costos de las ineficiencias de la Eneey los costos de la deuda, la tarifa sería como 70% más alta y así la más alta de la región”, sostiene Aguilar.

“La reforma debería apuntarle a hacer la Enee más eficiente y ágil para que reduzca costos y sea mejor en dar servicio de calidad. La distribuidora de energía debería pagar por los costos de la ineficiencia y no el público que paga impuestos. Por eso es importante sacar a la Enee de la dependencia de las finanzas del Estado e introducir competencia”, planteó.

Mientras Honduras todavía arrastra una estructura eléctrica concentrada en la Enee, sus vecinos avanzaron en distintos grados hacia mercados donde las funciones de generación, transmisión, distribución y comercialización están separadas y participan diferentes agentes.

En Guatemala, el mercado mayorista es administrado por el Administrador del Mercado Mayorista y en él participan generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y consumidores calificados.

La generación combina empresas privadas con centrales estatales, mientras la transmisión y la distribución también cuentan con participación de distintos agentes.

El Salvador opera bajo un modelo similar de separación de actividades. La Unidad de Transacciones administra el mercado mayorista y en él participan generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y consumidores calificados.

La generación es compartida entre empresas privadas y el Estado, la transmisión está a cargo de una empresa estatal y la distribución se encuentra en manos de ocho empresas privadas.

En Panamá, el Centro Nacional de Despacho opera el sistema interconectado y administra el mercado mayorista, mientras la transmisión permanece bajo responsabilidad estatal. La distribución y comercialización, en cambio, están a cargo de tres empresas privadas.

Nicaragua mantiene un esquema diferente, con participación estatal y privada en la generación, transmisión a cargo de una empresa estatal y dos compañías privadas encargadas de la distribución y comercialización.

Costa Rica, por su parte, conserva una fuerte presencia del Estado a través del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), aunque la distribución y comercialización también son desarrolladas por otras empresas y cooperativas.

La principal diferencia con Honduras, explica José Arriaga, exgerente de la Enee y experto en energía, es que Guatemala, El Salvador y Panamá avanzaron desde finales de la década de 1990 en la desverticalización de sus sistemas eléctricos y permitieron una mayor participación de empresas privadas.

Honduras, en cambio, no ha terminado de ejecutar las disposiciones de la Ley General de la Industria Eléctrica de 2014 que buscaban cambiar la estructura de la Enee.

Arriaga sostiene que esa diferencia no se limita a quién genera o distribuye la electricidad. También tiene consecuencias sobre la inversión, la competencia y la capacidad de los sistemas para sostenerse financieramente.

Según su análisis, los países que avanzaron en la separación de actividades lograron atraer capital privado y desarrollar procesos competitivos en los distintos segmentos del mercado, mientras sus empresas eléctricas dejaron de representar una carga permanente para las finanzas estatales.

Costa Rica constituye una excepción dentro de la comparación regional, pues aunque mantiene una estructura con fuerte participación estatal y el ICE conserva un papel central en generación y transmisión, una diferencia determinante frente a Honduras es la continuidad y profesionalización de su administración eléctrica.

"En Costa Rica ha prevalecido la meritocracia en los funcionarios, personal administrativo y técnico del ICE, lo que ha permitido darle continuidad con visión de largo plazo a los planes de expansión y desarrollo del sector (mientras que en la Enee hay cambios de muchos funcionarios cada 4 años)", explicó.

El precio de la electricidad tampoco puede analizarse separado de las pérdidas que enfrenta la Enee.

Durante los últimos años, el país ha intentado reducirlas mediante distintos programas, pero los resultados han quedado por debajo de las metas establecidas.

Primero fue contratado el consorcio Empresa Energía Honduras (EEH), cuyo objetivo para 2023 era reducir las pérdidas hasta 14.95%. Sin embargo, para ese año el indicador alcanzó 35.23%.

Posteriormente, el Gobierno puso en marcha el Programa Nacional de Reducción de Pérdidas (Pnrp), que fijó como meta llevar el indicador a 25% en 2025. La cifra cerró, sin embargo, en 34.55%.

La brecha entre lo que se esperaba reducir y lo que finalmente ocurrió refleja la magnitud de uno de los problemas que más golpean las finanzas de la Enee.

Cada punto porcentual de pérdida representa energía que la estatal debe generar o comprar, pero por la que no logra obtener los ingresos correspondientes, debilitando su capacidad para cubrir obligaciones e invertir en el sistema.

En el primer trimestre de 2026, las pérdidas de la Enee alcanzaron 32.1%, equivalentes a 4,048.59 millones de lempiras. Aunque el indicador representó una reducción interanual de 4.5 puntos porcentuales respecto al mismo período de 2025, el nivel continúa siendo elevado.

Según la ASJ, las pérdidas de energía sumaron 8,469 millones de lempiras entre enero y julio de 2026, monto que representa el 65% del déficit operativo de la estatal.

El problema termina formando un círculo que resulta difícil de romper, donde las pérdidas reducen los ingresos de la Enee, la falta de recursos limita las inversiones necesarias para mejorar las redes y esa insuficiente inversión contribuye a mantener un sistema con deficiencias que, a su vez, generan nuevos costos.

Es por eso que una eventual reforma del mercado eléctrico no tendría un efecto inmediato sobre el recibo de los usuarios.

Reducir las pérdidas, construir y ampliar redes, contratar nueva generación bajo condiciones competitivas y recuperar la capacidad financiera de la Enee son procesos que requieren tiempo, mencionan los expertos.

Arriaga estima que, aun si se aprueban las reformas necesarias, los resultados podrían comenzar a observarse en un período cercano a cinco años, "siempre que exista una implementación consistente, estabilidad jurídica y continuidad en las decisiones del sector".

La reducción de la tarifa, por tanto, no dependerá únicamente de cambiar las reglas sobre el papel, pues antes será necesario corregir los problemas que durante años han encarecido y debilitado el sistema eléctrico hondureño.

La propuesta para transformar la estructura de la Enee parte de una iniciativa enviada por el Poder Ejecutivo al Congreso Nacional, mientras que el Partido Liberal también plantea separar las principales actividades de la estatal como parte de su propuesta para reformar el sector eléctrico.

Ambas iniciativas coinciden en dividir las funciones que actualmente concentra la Enee en tres empresas independientes, dedicadas a la generación, transmisión y distribución de electricidad. Cada una tendría una estructura empresarial propia, con responsabilidades, operaciones, costos, ingresos y resultados financieros diferenciados.

La empresa de generación estaría encargada de producir la energía mediante las centrales que formen parte de este componente, entre ellas la hidroeléctrica Francisco Morazán, conocida como El Cajón.

La separación permitiría determinar con mayor claridad cuánto cuesta generar electricidad, qué ingresos produce esta actividad, cuáles son sus necesidades de inversión y cuál es su desempeño financiero.

La empresa de transmisión tendría bajo su responsabilidad el transporte de la electricidad desde las plantas generadoras hacia los distintos puntos del sistema. Esta actividad comprende la administración de las líneas de alta tensión y las subestaciones que permiten trasladar la energía antes de que llegue a las redes de distribución.

Por su parte, la empresa de distribución se encargaría de llevar la electricidad hasta los usuarios finales: viviendas, comercios e industrias. En esta área se concentran los postes, transformadores, cableado y las redes que permiten entregar el servicio, además de buena parte de la relación cotidiana entre la empresa y los abonados.

La separación busca que cada actividad pueda ser evaluada de manera individual y que sea posible determinar con mayor precisión dónde se generan los costos, las pérdidas, las necesidades de inversión y los resultados financieros dentro del sistema eléctrico.