La Gaceta

DECRETO No. 73-2026 Poder Legislativo EL CONGRESO NACIONAL, CONSIDERANDO: Que la migración es un derecho humano, reconocido en instrumentos internacionales de los que Honduras es parte, y comprende el derecho de toda persona a salir de su país, a retornar a el y a procurar condiciones de vida dignas para sí y su familia. CONSIDERANDO: Que la Constitución de la República establece que la persona humana es el fin supremo de la sociedad y del Estado, correspondiendo a este garantizar su dignidad, seguridad, bienestar y protección integral, especialmente en contextos de vulnerabilidad social y económica. CONSIDERANDO: Que es deber del Estado hondureño asegurar un retorno digno, seguro y ordenado para las personas migrantes, proporcionando mecanismos que faciliten su reinserción social y económica y que protejan su patrimonio familiar y productivo adquirido legítimamente durante su permanencia en el extranjero. CONSIDERANDO: Que en los últimos años se ha observado un endurecimiento significativo de las políticas migratorias en los países receptores de población hondureña, particularmente en los Estados Unidos, donde se ha registrado un incremento sin precedentes en arrestos interiores, vuelos de deportación y procesos de remoción acelerada, según datos y análisis de entidades especializadas como el Migration Policy Institute, NBC News, Human Rights First y otros observadores independientes. La aplicación de estas medidas ha generado una situación de emergencia humanitaria, traducida en la -- 1 of 60 -- ABG. JUAN MANUEL GALVEZ ORDONEZ DIOSSANA GUADALUPE FLORES LEIVA Colonia MirafIores Teléfono/Fax: Gerencia 2230-2520, 2230-1821 Administración: 2230-3026 CENTRO CÍVICO GUBERNAMENTAL ´ ͂ revocación o no renovación de diversos estatus migratorios, tales como permisos de permanencia temporal, visas, programas de protección humanitaria y otros mecanismos de regularización, provocando retornos forzosos que dejan a miles de hondureños sin tiempo ni medios para trasladar su patrimonio personal, herramientas de trabajo y bienes esenciales para su subsistencia. CONSIDERANDO: Que Honduras depende en gran medida de la contribución económica y social de su diáspora, reflejada en las remesas, que superaron los US$9,743 Millones en 2024, equivalentes al 25—26% del Producto Interno Bruto (PIB), siendo por tanto una prioridad nacional permitir que los migrantes retornados mantengan los medios materiales que les permitan reconstruir su vida y continuar aportando al desarrollo del país. CONSIDERANDO: Que el procedimiento aduanero vigente para la importación de menaje, vehículos y herramientas de trabajo, diseñado para procesos ordinarios, resulta excesivamente oneroso y complejo para personas retornadas en condiciones de emergencia, según documentan los propios manuales y procedimientos de Aduanas, lo que obliga a los migrantes a abandonar su patrimonio en el extranjero. Tomando en cuenta que países de la región, ya han adoptado marcos normativos modernos para proteger el menaje de casa, vehículos e implementos de trabajo de los migrantes retornados, con exenciones tributarias y procedimientos expeditos, constituyendo buenas prácticas legislativas que justifican la adopción de una Ley Especial en Honduras. CONSIDERANDO: Que de conformidad con Artículo 205, Atribución 1) de la Constitución de la República, es potestad del Congreso Nacional: Crear, decretar, interpretar, reformar y derogar las leyes. POR TANTO, D E C R E T A: La siguiente: LEY ESPECIAL DE FACILITACIÓN DEL RETORNO Y PROTECCIÓN DEL PATRIMONIO DE LAS PERSONAS MIGRANTES HONDUREÑAS Y SUS FAMILIAS TÍTULO I OBJETO, ÁMBITO Y DEFINICIONES -- 2 of 60 -- ARTÍCULO 1.- OBJETO. La presente Ley tiene por objeto garantizar el retorno digno de las personas migrantes hondureñas y sus familias, permitiendo la introducción al país, libre del pago de derechos arancelarios, impuestos, tasas y contribuciones a la importación de su menaje de casa, implementos de trabajo y vehículo de uso particular o de trabajo, simplificando los procedimientos para su trámite, a fin de favorecer su reinserción socioeconómica. ARTÍCULO 2.- Á M B I T O S U B J E T I V O . S o n beneficiarios los hondureños y su grupo familiar (cónyuge/pareja de hecho, hijas e hijos dependientes y personas adultas dependientes convivientes) que: a) Retornen por deportación, salida voluntaria o por vencimiento/precario de su estatus migratorio; o, b) Manifiesten su decisión de retornar temporal o permanentemente y establecer domicilio en Honduras. Se entenderán comprendidas también, las personas migrantes retornadas provenientes de otros países distintos a los Estados Unidos de América que mantengan políticas migratorias con el retorno de nacionales hondureños. ARTÍCULO 3.- DEFINICIONES. Para los efectos de esta Ley las siguientes: 1) MENAJE DE CASA: Bienes muebles nuevos o usados de uso doméstico destinados exclusivamente al hogar, en cantidades razonables según la composición familiar; 2) IMPLEMENTOS DE TRABAJO: Equipos, herramientas, maquinaria y bienes de capital indispensables para ejercer oficio, comercio o profesión, identificados para uso exclusivo de la actividad; 3) VEHÍCULO PARTICULAR: Automóvil o pick-up liviano para transporte de personas; 4) VEHÍCULO DE TRABAJO: Unidad con aditamentos propios para actividades productivas distintas del simple transporte de personas; y, -- 3 of 60 -- 5) GRUPO FAMILIAR: El definido en el Artículo 2 y acreditado mediante declaración jurada. TÍTULO ll BENEFICIOS Y LÍMITES ARTÍCULO 4.- EXENCIÓN PARA MENAJE DE CASA. Se concede por única vez y por grupo familiar la exención total de derechos arancelarios a la importación, Impuesto Sobre Ventas y demás tributos y tasas aplicables al menaje de casa, hasta por un monto máximo de CIENTO C I N C U E N TA M I L D Ó L A R E S AMERICANOS (USD$150,000.00) en valor de aduana. ARTÍCULO 5.- EXENCIÓN PARA IMPLEMENTOS DE TRABAJO. Se otorga exención total de derechos arancelarios a la importación, Impuesto Sobre Ventas y demás gravámenes para la importación de implementos de trabajo, hasta por CIENTO CINCUENTA MIL DÓLARES AMERICANOS (USD$ 150,000.00) dentro de los doce (12) meses siguientes al retorno. Este beneficio no es aplicable a bienes de consumo ni de activos corriente destinados a reventa y consumo. ARTÍCULO 6.- EXENCIÓN PARA VEHÍCULOS. Se autoriza la importación con exención total de derechos arancelarios a la importación, Impuesto Sobre Ventas e Impuesto a la Primera Matriculación de: 1) Un (1) vehículo particular; y, 2) Un (1) vehículo de trabajo, por grupo familiar. Conforme las siguientes condiciones: i) Propiedad acreditada; condiciones n o r m a l e s d e f u n c i o n a m i e n t o ; inalienabilidad por veinticuatro (24) meses; cumplimiento de normativa técnica y de tránsito. ARTÍCULO 7.- PROHIBICIONES. No aplican exenciones a armas y municiones, sustancias peligrosas, bienes suntuarios sin relación con uso doméstico, bienes para reventa inmediata o destinados a terceros. TÍTULO III PROCEDIMIENTO SIMPLIFICADO Y CONTROL ARTÍCULO 8.- V E N TA N I L L A Ú N I C A D E L R E TO R N O ( V U R ) . C r é a s e l a Ventanilla Única del Retorno (VUR), integrada por la Administración -- 4 of 60 -- Aduanera de Honduras, la Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas (Unidad de Franquicias Aduaneras), el Instituto Nacional de Migración (INM) y el Instituto de la Propiedad/Registro Vehicular, para tramitar en línea: 1) Declaración Jurada de Domicilio en Honduras / INM; 2) Solicitud de exención (SEFIN/ Franquicias); 3) Declaración Única Centroamericana (DUCA) y Despacho / Aduanas; y, 4) Registro vehicular y anotación de inalienabilidad. Se habilita firma electrónica y representación por poder consular o apostillado. ARTÍCULO 9.- DOCUMENTACIÓN Y PLAZOS. Previo al arribo se presentará lista valorada de bienes, constancia consular de residencia, pasaporte o historial migratorio; la Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas (SEFIN) emitirá la dispensa en el sistema; se presentará Declaración Única Centroamericana (DUCA). El plazo para acogerse a los beneficios antes descritos es hasta doce (12) meses desde el retorno (menaje) y hasta doce (12) meses para importación de implementos, contados desde la fecha de ingreso al territorio nacional. ARTÍCULO 10.- CANALIZACIÓN YAFORO. Aduanas aplicará gestión de riesgo (canales verdes/amarillo/rojo). Si se detectan bienes no comprendidos en menaje o implementos, se clasificarán y liquidarán conforme normativa general. ARTÍCULO 11.- CONTROL Y SANCIONES. La venta o transferencia de vehículos antes de veinticuatro (24) meses revoca la exención y obliga al pago de tributos e intereses; la simulación o falsedad dará lugar a cobro de tributos, multas y responsabilidades penales conforme a derecho. TÍTULO IV ARTICULACIÓN PARA LA REINTEGRACIÓN ARTÍCULO 12.- ENLACE CON PROGRAMAS DE EMPLEO Y EMPRENDIMIENTO. La Ventanilla Única del Retorno (VUR) articulará con la Secretaría de Estado en el Despacho de Desarrollo Social -- 5 of 60 -- (SEDESOL), Municipalidades y demás instituciones de Estado, y con Programas de Cooperación y Sociedad Civil, para facilitar formación, empleo y emprendimiento a personas retornadas, mediante derivación con consentimiento informado. TÍTULO V DISPOSICIONES TRIBUTARIAS Y ADUANERAS ARTÍCULO 13.- NATURALEZA Y PREVALENCIA. La exención establecida en esta Ley tiene rango legal y prevalece, por especialidad, sobre disposiciones contrarias del Código Tributario y de otras leyes especiales, cuando se trate de operaciones amparadas por la presente Ley. ARTÍCULO 14.- MODIFICACIONES Y ADICIONES. Para estos efectos: 1) La Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas (SEFIN) debe incorporar en su Reglamento Interno de Franquicias Aduaneras el procedimiento abreviado de esta Ley (plazos y flujo electrónico); 2) En operaciones de menaje amparadas por esta Ley, la Administración Aduanera aplicará las definiciones y límites de los artículos 4 a 6 y el procedimiento de los artículos 8 a 10, sin perjuicio de la clasificación arancelaria; y, 3) El Instituto de la Propiedad (IP) incorporará la exención del Impuesto a la Primera Matrícula para los vehículos amparados por el Artículo 6 y la anotación de inalienabilidad por veinticuatro (24) meses en el Registro Vehicular. ARTÍCULO 15.- REGLAMENTACIÓN. La Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas (SEFIN) y la Administración Aduanera deben emitir en noventa (90) días el Reglamento Operativo de la Exención (formatos, interoperabilidad, marcaje, auditoría ex post) y el Listado Indicativo de menaje/implementos con criterios de razonabilidad; establecerán lineamientos de control y cruces con el Registro Vehicular e Instituto Nacional de Migración (INM). -- 6 of 60 -- TÍTULO VI DISPOSICIONES FINALES Y TRANSITORIAS ARTÍCULO 16.- TRANSITORIO. Durante los primeros dieciocho (18) meses de vigencia, la Ventanilla Única del Retorno (VUR) priorizará casos de deportación o situaciones de vulnerabilidad, familias con niñas, niños y adolescentes (NNA), mujeres jefas de hogar, personas con discapacidad, mediante ventanilla preferente. ARTÍCULO 17.- EVALUACIÓN Y REPORTE. La Secretaría de Estado en el Despacho de Finanzas (SEFIN), presentará al Congreso Nacional, a los veinticuatro (24) meses, un informe sobre ejecución, costo fiscal efectivo, empleo generado, formalización y propuestas de ajuste. ARTÍCULO 18.- VIGENCIA. El presente Decreto entrará en vigencia a partir del día de su publicación en el Diario Oficial “La Gaceta”. Dado en la Ciudad de Tegucigalpa, Municipio del Distrito Central, en el Salón de Sesiones del Congreso Nacional, a los Seis días del mes de Mayo de Dos Mil Veintiséis. JOSÉ TOMÁS ZAMBRANO MOLINA PRESIDENTE CARLOS ROBERTO LEDEZMA CASCO SECRETARIO ARIANA MELISSA BANEGAS CÁRCAMO SECRETARIA Al Poder Ejecutivo Por Tanto: Ejecútese. Tegucigalpa, M.D.C., 8 de mayo de 2026. NASRY JUAN ASFURA ZABLAH PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA SECRETARÍA DE ESTADO EN EL DESPACHO DE LA PRESIDENCIA -- 7 of 60 -- Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE)

ACUERDO CREE-27-2026 APROBACIÓN DE LA MODIFICACIÓN DE LA NORMA TÉCNICA DE PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN POR ADICIÓN DEL ANEXO 6 DENOMINADO GUÍA DE GENERACIÓN FORZADA E INFORME DE RESULTADOS DE LA CONSULTA PÚBLICA CREE-CP-05-2025 Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Tegucigalpa, Municipio del Distrito Central, a los ocho (08) días del mes de abril del año dos mil veintiséis (2026). Resultando: I. Que la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) aprobada mediante el Decreto 404-2013 publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha veinte (20) de mayo de dos mil catorce (2014) y reformada mediante los Decretos número 61-2020 publicado en el Diario Oficial el cinco (05) de mayo del año dos mil veinte (2020), 02-2022 publicado en el Diario Oficial el once (11) de febrero del año dos mil veintidós (2022) y 46-2022 publicado en el Diario Oficial el dieciséis (16) de mayo del año dos mil veintidós (2022); tiene por objeto regular las actividades de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en el mercado eléctrico nacional. II. Que el artículo 3, literal D, numeral III de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) establece que es función de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) expedir las regulaciones y reglamentos necesarios para la mejor aplicación de esta Ley y el adecuado funcionamiento del subsector eléctrico. En este contexto, para la elaboración y modificación de reglamentos y normas técnicas la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) busca integrar la participación colectiva de los participantes del mercado eléctrico nacional y demás interesados a través de un mecanismo de consulta estructurado y bajo el cumplimiento de los principios de transparencia, imparcialidad, previsibilidad, impulso de oficio, economía procesal y publicidad. III. Que el artículo 18 de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) establece que las tarifas reflejarán los costos de generación, transmisión, distribución y demás costos de proveer el servicio eléctrico aprobado por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). -- 8 of 60 -- IV. Que conforme con la normativa vigente el Centro Nacional de Despacho (CND) en su calidad de operador del sistema es el ente encargado de realizar las liquidaciones del mercado eléctrico nacional e incluir en los Informes de Transacciones Comerciales el detalle de los sobrecostos de generación forzada atribuibles a los participantes. V. Que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) mediante el Acuerdo CREE-077 publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” en fecha tres (03) de julio de dos mil veinte (2020) aprobó la Norma Técnica de Programación de la Operación. Asimismo, mediante los Acuerdos CREE-60-2021; CREE-47-2024; CREE- 106-2024 y CREE-07-2025 la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó modificaciones a la referida norma técnica. VI. Que mediante Acuerdo CREE-36-2024 del veinticuatro (24) de mayo de dos mil veinticuatro (2024), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó los términos de referencia del proceso CPN- CREE-02-2024 denominado “Análisis Regulatorio del Mercado Eléctrico de Oportunidad Nacional”, y posteriormente a través de Enmienda No. 2 del uno (1) de julio de dos mil veinticuatro (2024) procedió a cambiar la modalidad del Concurso Público Nacional a Concurso Público Internacional modificándose a su vez el número del correlativo del proceso de CPN- CREE-02-2024 a CPI-CREE-04-2024. VII. Que mediante el Acuerdo CREE-82-2024 de fecha diecinueve (19) de agosto de dos mil veinticuatro (2024) la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó la adjudicación del proceso Concurso Público Internacional CPI-CREE-04-2024 denominado “Análisis Regulatorio del Mercado Eléctrico de Oportunidad Nacional”. VIII. Que los términos de referencia de la consultoría estipulan bajo el Tema 5 lo siguiente: “La firma consultora realizará un diagnóstico sobre la regulación relacionada a la generación forzada con el propósito de plantear criterios que orienten la identificación del origen, causas e involucrados; así como también la metodología de cómo se determina el sobrecosto de generación forzada y, según corresponda, el valor a cobrar o remunerar a cada actor o grupo de actores. Asimismo, el diagnóstico contemplará valorar el efecto de las restricciones del sistema de transmisión en la estimación de la generación forzada en procesos de predespacho y -- 9 of 60 -- posdespacho, y los criterios utilizados que eliminan el efecto de la generación forzada en la determinación de los costos marginales del sistema. Esta actividad debe contemplar la elaboración de una plantilla que permita liquidar los sobrecostos causados por la generación forzada, la cual debe ir incorporada dentro del Informe de Transacciones Comerciales (ITC). Este diagnóstico deberá efectuarse con base en lo establecido en el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista (ROM), Norma Técnica del Mercado Eléctrico de Oportunidad, Norma Técnica de Programación de la Operación y Norma Técnica de Liquidaciones; así como entre otra regulación del subsector eléctrico hondureño aplicable, y además, con base el informe denominado “Revisión de Sobrecostos Generación Forzada” elaborado por esta Comisión y en una comparativa de lo estipulado en otros países, tanto a nivel regional centroamericano e internacional, considerando la situación socioeconómica de cada uno. En caso de que la evaluación realizada concluya que se requieren ciertas mejoras en la regulación asociada al tema, la firma consultora elaborará propuestas de modificación al marco regulatorio para garantizar la correcta regulación sobre este, las cuales por mutuo acuerdo serán llevadas a consulta pública”. IX. Que en fecha veintitrés (23) de diciembre de dos mil veinticuatro (2024) la Dirección de Fiscalización junto con la Dirección de Regulación emitieron el documento denominado “Informe de Revisión de Sobrecostos de Generación Forzada”. Este informe contiene los resultados de la revisión efectuada a los sobrecostos de generación forzada asignados por el Centro Nacional de Despacho (CND) en el año 2023, con la finalidad de corroborar que los sobrecostos a trasladar a la tarifa de los usuarios finales de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) no correspondieran a ineficiencias originadas por participantes del mercado. X. Que esta Comisión Reguladora ha identificado la necesidad de incorporar disposiciones normativas que orienten al Centro Nacional de Despacho (CND) para elaborar una guía de generación forzada, mediante la cual se detallarán las metodologías y criterios que el Centro Nacional de Despacho (CND) utilizará para identificar el motivo, causas e involucrados en la generación forzada, así como la asignación según corresponda, del valor de sobrecosto a cobrar o remunerar a cada actor o grupo de actores. -- 10 of 60 -- Lo anterior, sin perjuicio de las asignaciones de sobrecostos de generación forzada que el Centro Nacional de Despacho (CND) deba de realizar con base a criterios técnicos mientras se apruebe la guía de generación forzada. XI. Que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) mediante el Acuerdo CREE-57-2025 de fecha nueve (09) de mayo de dos mil veinticinco (2025) aprobó el inicio de la consulta pública CREE- CP-05-2025 “Modificación de la Norma Técnica de Programación de la Operación por Adición del Anexo 6 Guía de Generación Forzada”. XII. Que la Consulta Pública CREE-CP-05-2025 tuvo como propósito socializar y obtener observaciones o comentarios sobre la propuesta de modificación por adición de un anexo técnico a la Norma Técnica de Programación de la Operación, mediante el cual se establecen los lineamientos que el operador del sistema debe considerar para elaborar, socializar y someter para aprobación de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) una guía de generación forzada a través de la cual se establecerán los criterios que orienten la identificación del motivo, causas e involucrados, así como también la metodología a aplicar para asignar, según corresponda, el valor de sobrecosto por generación forzada a liquidar a cada actor o grupo de actores. XIII. Que, en el marco del proceso de consulta pública, se recibieron ocho (8) comentarios, los cuales fueron admitidos en su totalidad. XIV. Que como parte del procedimiento de Consulta Pública, la Dirección de Regulación y la Dirección de Asesoría Jurídica emitieron el informe de resultados intitulado “Informe de Resultados Consulta Pública CREE-CP-05-2025 denominada Modificación de la Norma Técnica de Programación de la Operación por Adición del Anexo 6 Guía de Generación Forzada”. Considerando: Que la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) fue aprobada mediante Decreto No. 404-2013, publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” el veinte (20) de mayo del dos mil catorce (2014) y reformada mediante Decretos Legislativos números 61-2020, 02-2022 y 46-2022; esta tiene por objeto, entre otros, regular las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad en el territorio de la República de Honduras. -- 11 of 60 -- Que de acuerdo con lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) se creó la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), con independencia funcional, presupuestaria, financiera y facultades administrativas suficientes para asegurar la capacidad técnica y financiera necesaria para el cumplimiento de sus objetivos. Que de acuerdo con lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), el Estado supervisará la operación del Subsector Eléctrico a través de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Que la Ley General de la Industria Eléctrica establece que las disposiciones de la Ley serán desarrolladas mediante reglamentos y normas técnicas específicas. Que de conformidad con la Ley General de la Industria Eléctrica, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) tiene dentro de sus funciones la de expedir las regulaciones y reglamentos necesarios para la mejor aplicación de esta Ley y el adecuado funcionamiento del subsector eléctrico. Que el artículo 9 literal A de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) estipula que el Operador del Sistema tendrá la capacidad técnica para el desempeño de las funciones que le asigna la Ley y los Reglamentos, incluyendo personal experimentado en la operación de sistemas eléctricos y de mercados eléctricos. Que el artículo 9 literal F, romano X de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) dispone que es función del Operador del Sistema efectuar la liquidación financiera de las operaciones en el mercado de electricidad. Que el artículo 4 del Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista establece que generación forzada es la energía producida por aquellos recursos de generación obligados a operar fuera del Despacho Económico por causa de restricciones técnicas, operativas, de calidad o de confiabilidad. Que el artículo 62 del Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista indica lo siguiente: “Artículo 62. Generación Forzada. Los sobrecostos originados por el Despacho de Generación Forzada como causa del incumplimiento por parte de uno o varios Agentes del MEN con sus obligaciones de proveer los Servicios Complementarios serán cargados a estos Agentes del MEN. La Generación Forzada no podrá fijar precio en el Despacho Económico que determine los Precios Nodales en el Sistema Principal de Transmisión”. -- 12 of 60 -- Que el artículo 9 de la Norma Técnica de Liquidación del Mercado Eléctrico de Oportunidad establece el contenido de los Informes de Transacción Comerciales (ITC), reconociendo que dichos informes deberán de detallar los sobrecostos de generación forzada. Que el Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica también reconoce la potestad del Directorio de Comisionados para la toma de decisiones regulatorias, administrativas, técnicas, operativas, presupuestarias y de cualquier otro tipo que sea necesario en el diario accionar de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE). Que de conformidad con el Procedimiento para Consulta Pública aprobado por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), se establece un mecanismo estructurado, no vinculante, para la elaboración participativa de las reglamentaciones y sus modificaciones o de otros asuntos de tal importancia que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica lo amerite, observando los principios del debido proceso así como los de transparencia, imparcialidad, previsibilidad, participación, impulso de oficio, economía procesal y publicidad que garanticen una participación efectiva y eficaz en el Mercado Eléctrico Nacional. Que de acuerdo con el Procedimiento para Consulta Pública, la CREE convocará e iniciará la consulta pública, cuando la CREE considere que el asunto es de tal importancia para el buen funcionamiento del mercado eléctrico. Que de conformidad con el Procedimiento para Consulta Pública la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicará en su sitio web el Informe de Resultados una vez que sea aprobado por el Directorio de Comisionados, dando por finalizado el proceso. Que de conformidad con el Procedimiento para Consulta Pública la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) debe de comunicar el Informe de Resultados a los participantes que hayan suministrado correo electrónico de contacto en la consulta pública. Que en la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-20-2026 del ocho (08) de mayo del dos mil veintiséis (2026), el Directorio de Comisionados acordó emitir el presente Acuerdo. Por tanto: La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) en uso de sus facultades y de conformidad con lo establecido en los artículos 1, 3 primer párrafo, 8, 9 literales A y F, 18 y demás aplicables de la Ley General de la Industria Eléctrica; artículos 4 y 62 del Reglamento de Operación -- 13 of 60 -- del Sistema y Administración del Mercado Mayorista; artículo 9 de la Norma Técnica de Liquidación del Mercado Eléctrico de Oportunidad; artículo 4 y demás aplicables del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica; artículo 10 y demás aplicables del Procedimiento para Consulta Pública; por unanimidad de votos de los Comisionados presentes. Acuerda: PRIMERO: Aprobar el Informe de Resultados de la Consulta Pública CREE-CP-05-2025 que forma parte integral del presente acuerdo. SEGUNDO: Aprobar la modificación de la Norma Técnica de Programación de la Operación. Lo anterior con el fin de incorporar el anexo número 6 denominado Guía de Generación Forzada, el cual de ahora en adelante deberá leerse de la siguiente manera: “ANEXO 6: GUÍA DE GENERACIÓN FORZADA 1. Objeto El Anexo Guía de Generación Forzada tiene como objeto establecer criterios y lineamientos para la elaboración de una guía de generación forzada operativa por el Operador del Sistema en el marco de sus funciones. 2. Guía de generación forzada El Operador del Sistema elaborará una guía de generación forzada con la finalidad de establecer criterios que orienten la identificación del motivo, causas e involucrados, así como también la metodología a aplicar para asignar, según corresponda, el valor de sobrecosto a liquidar a cada actor o grupo de actores. • El Operador del Sistema deberá asegurarse de que la guía contemple todos los posibles motivos para la convocatoria de generación forzada, distinguiendo entre acciones correctivas tomadas ante una emergencia y acciones preventivas para evitarla. • La guía deberá establecer un proceso detallado para la identificación de las causas raíz de la generación forzada, considerando fallas en equipos de generación, transmisión o distribución, así como restricciones operativas y de seguridad del sistema. • La guía deberá definir con precisión los criterios para determinar los involucrados y su nivel de responsabilidad en la generación forzada, incluyendo -- 14 of 60 -- generadores, transmisores, distribuidores y consumidores, considerando posibles responsabilidades compartidas. • La metodología para la asignación de sobrecostos a responsables deberá ser transparente y equitativa, aplicando el principio de proporcionalidad cuando se consideren responsables a múltiples coordinados. La guía deberá contener como mínimo lo siguiente: a) Criterios que orienten la identificación del origen, causas e involucrados en la generación forzada. i. La guía debe incluir una clasificación detallada de las causas de generación forzada, abarcando aspectos como criterios de calidad (voltaje, frecuencia), criterios de seguridad del sistema (reservas de capacidad, gestión de contingencias), criterios de desempeño (regulación primaria y secundaria de frecuencia) y situaciones operativas especiales. ii. Se deben especificar los registros y la información que el Operador del Sistema debe analizar para determinar el origen de la generación forzada, como informes de predespacho y posdespacho, reportes de fallas, bitácoras de operación, y datos de medición en tiempo real. iii. La guía debe establecer un proceso para determinar la responsabilidad de los sobrecostos de generación forzada entre los diferentes coordinados (generadores, transmisores, distribuidores, consumidores calificados) o su traslado a la demanda, incluyendo cuando la causa de la generación forzada involucra a más de uno. iv. Entrada y salida de operación de unidades generadoras: ▪ Arranque y parada de centrales generadoras y rampas de incremento o disminución de generación. ▪ Entrada o salida anticipada o tardía de centrales generadoras, especificando la tolerancia máxima en los tiempos de sincronización y desconexión de unidades, ya sea para la entrada como para la salida de unidades. Asimismo, se deberá especificar la tolerancia de establecimiento del nivel de potencia. ▪ Se deben definir los límites máximos de desviación permitidos respecto a la generación programada de la planta, más allá de los cuales se podría considerar un -- 15 of 60 -- incumplimiento con implicaciones en la necesidad de generación forzada. ▪ La guía debe especificar cómo se evaluarán y gestionarán las situaciones en las que las desviaciones de potencia de las unidades generadoras contribuyen a la necesidad de convocar generación forzada, y cómo esto podría influir en la asignación de responsabilidades. v. Condiciones operativas especiales: ▪ La guía debe abordar cómo se gestionará la generación forzada en situaciones operativas no rutinarias, como eventos climáticos adversos, salidas de servicio no programadas de elementos de la red, o restricciones impuestas por condiciones de seguridad inusuales. ▪ Se deben definir los procedimientos específicos que el Operador del Sistema debe seguir para la convocatoria y justificación de la generación forzada en estas circunstancias especiales, asegurando la documentación adecuada de los motivos y las acciones tomadas. ▪ La guía debe considerar cómo las restricciones en el sistema de transmisión pueden interactuar con estas condiciones operativas especiales, potencialmente exacerbando la necesidad de generación forzada y requiriendo una coordinación adecuada. ▪ La guía debe incorporar otras situaciones operativas inusuales que el Operador del Sistema considera que pueden tratarse como generación forzada en la liquidación del mercado, manteniendo la determinación de responsables. vi. Eventos en el sistema de distribución: ▪ La guía debe detallar el mecanismo para identificar y tratar los sobrecostos de generación forzada originados por eventos en el sistema de distribución que comprometen o pueden comprometer la operación segura del sistema y la calidad del suministro eléctrico. vii. La guía deberá considerar los mecanismos de ampliación y tarificación existentes a fin de tener en cuenta en la atribución de responsabilidades si las transmisoras y distribuidoras cuentan con mecanismos adecuados de ampliación de sus activos y si estos están debidamente remunerados en sus procesos tarifarios. El Operador del Sistema -- 16 of 60 -- utilizará los informes que la CREE publique en su página web. b) Valorar el efecto de las restricciones del sistema de transmisión en la estimación de la generación forzada en procesos de predespacho y posdespacho. i. La guía debe indicar cómo se analizarán las limitaciones de capacidad en elementos de transmisión y su impacto en la necesidad de convocar generación forzada para aliviar la congestión o mantener la seguridad del sistema. ii. S e d e b e c o n s i d e r a r c ó m o l a s f a l l a s o indisponibilidades inesperadas en la red de transmisión pueden generar la necesidad de activar generación forzada en la operación en tiempo real para compensar la pérdida de capacidad de transporte. iii. La guía debe orientar en la evaluación de la precisión del predespacho en la predicción de la generación forzada necesaria en la operación en tiempo real, identificando las discrepancias atribuibles a las restricciones de transmisión imprevistas. c) Metodología para determinar el sobrecosto de generación forzada. i. La guía debe detallar el método de cálculo del sobrecosto, basado en la diferencia entre el costo variable de la generación forzada y el costo marginal en el nodo correspondiente, para cada hora en que la generación forzada fue requerida. ii. Se debe incluir la forma de incorporar el costo de arranque de la unidad generadora forzada, en los casos en que cualquier incumplimiento haya obligado al arranque de otra unidad. iii. La metodología debe especificar el tratamiento de los casos donde el costo variable de la generación forzada sea igual o inferior al costo marginal, considerando un sobrecosto cero en tales situaciones. d) Criterios utilizados que eliminan el efecto de la generación forzada en la determinación de los costos marginales. i. La guía debe contener el principio de que la generación forzada no debe ser utilizada para la fijación de precios en el despacho económico que determina los precios nodales en el Sistema Principal de Transmisión. ii. La guía debe enfatizar que la convocatoria de generación forzada debe estar siempre justificada, para evitar que se utilice indebidamente y afecte la eficiencia del mercado y las señales de precios. -- 17 of 60 -- e) Una plantilla que permita liquidar los sobrecostos causados por la generación forzada i. La guía debe incluir un modelo de plantilla detallado para el registro de cada evento de generación forzada, especificando campos como la causa, motivo, responsable, el tipo de acción (correctiva/ preventiva), la fecha, hora, la unidad forzada, el período de activación, los costos variables de generación (CVG), los costos marginales (CMG) y el sobrecosto de generación forzada resultante. La guía debe contemplar la forma en que la información de esta plantilla se consolidará en los Informes de Transacciones Comerciales (ITC) para presentar resúmenes por coordinado (productores, transmisores, distribuidores y consumidores), facilitando la comprensión, la transparencia y el seguimiento de los sobrecostos. Como mínimo, el ITC deberá mostrar fecha, hora, motivo y nombre de la central convocada para inyectar como Generación Forzada, el sobrecosto en el que se incurrió y los responsables de dicha Generación Forzada. El Operador del Sistema deberá enviar la información de la plantilla detallada a la CREE, dentro de los primeros veinte (20) días hábiles siguientes al cierre de cada trimestre del año calendario, junto con los respaldos, para su fiscalización, especialmente de las atribuciones de sobrecostos de generación forzada a los consumidores. 2.1. Generación Forzada a Solicitud de un Agente La guía deberá contemplar una metodología de programación de generación forzada por la solicitud de agentes considerando lo siguiente: • Se deberán definir las condiciones y requisitos que los agentes deben cumplir para solicitar la programación de generación forzada. • Se deberá establecer el procedimiento formal para la presentación y confirmación de estas solicitudes, incluyendo los plazos y la información requerida. • Se deberá definir los criterios para atender, rechazar o cancelar la operación de unidades de generación fuera del despacho económico solicitada por un agente. • Se deberá establecer el mecanismo para la asignación de los sobrecostos incurridos por la programación de generación fuera del despacho económico a solicitud de un agente. 2.2. Generación forzada debido a múltiples responsables y diversas causas -- 18 of 60 -- Para los casos en que se considere necesario atribuir los sobrecostos de generación forzada a múltiples responsables, el Operador del Sistema deberá desarrollar una metodología, a ser incorporada en la guía de generación forzada, para la asignación de responsabilidades y los sobrecostos asociados a la Generación Forzada cuando concurren múltiples agentes o se identifican diversas causas que obligan a operar unidades de generación fuera del Despacho Económico para cumplir con los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño Mínimos (CCSDM). Esta metodología deberá buscar un esquema de atribución técnico y razonable. 2.2.1 Objetivo Principal El Operador del Sistema deberá desarrollar una metodología clara y reproducible que permita determinar la participación porcentual de los diferentes responsables (por ejemplo, transmisoras, distribuidoras, generadores, consumidores calificados) o la contribución de diversos factores (por ejemplo, restricciones de transmisión, déficit de potencia reactiva, etc.) en la necesidad de convocar Generación Forzada para el cumplimiento de los CCSDM. Esta metodología deberá facilitar la asignación de los sobrecostos correspondientes de manera equitativa, considerando la normativa vigente. 2.2.2 Pautas Generales para el Desarrollo de la Metodología • Identificación de Múltiples Causas o Responsables: La metodología deberá contemplar escenarios donde más de un coordinado pueda ser identificado como causante de la necesidad de Generación Forzada o donde diversos factores técnicos u operativos contribuyan simultáneamente al incumplimiento de los CCSDM. • Análisis de Contribución Individual: Se deberá establecer un proceso para evaluar la contribución individual de cada factor o la responsabilidad de cada coordinado en la necesidad de la Generación Forzada. Esto implicará la capacidad de analizar el sistema bajo diferentes hipótesis o escenarios. • Utilización de Herramientas de Simulación: La metodología podrá basarse en la utilización de herramientas de simulación del sistema eléctrico (programas de estudios eléctricos), para analizar los diferentes escenarios y cuantificar los impactos de cada factor o la necesidad de acción de cada agente. • Priorización de la Seguridad del Sistema: La metodología siempre deberá tener como primera consideración el cumplimiento de los CCSDM. • Consideración de la Regulación Vigente: La metodología deberá incorporar y complementar los criterios de asignación de responsabilidades establecidos en la regulación vigente, como en la normativa de servicios complementarios. -- 19 of 60 -- • Transparencia y Justificación: El proceso y los resultados de la aplicación de la metodología deben ser transparentes, trazables y debidamente justificados técnicamente. • Diferenciación entre Eventos Preventivos y Correctivos: La metodología deberá ser aplicable tanto a eventos preventivos como a eventos correctivos (ocurridos en tiempo real) que requieran Generación Forzada por múltiples causas. 2.2.3 Estudios y Análisis a Considerar • Simulaciones de Flujos de Potencia: Realizar simulaciones en estado estacionario del sistema en condiciones normales y bajo diferentes escenarios que permitan aislar el efecto de cada factor o la ausencia de la acción de cada agente responsable. • Análisis de Sensibilidad: Evaluar la sensibilidad del sistema ante la variación de parámetros relevantes asociados a cada posible causa de la Generación Forzada (e.g., capacidad de líneas de transmisión, disponibilidad de potencia reactiva en nodos específicos). • Análisis de Contingencias: Evaluar cómo las contingencias en el sistema interactúan con las diferentes restricciones o deficiencias que llevan a la necesidad de Generación Forzada por múltiples causas. • Determinación de la Necesidad Individual: Buscar cuantificar la necesidad específica de generación forzada que se deriva de cada causa o de la inacción de cada coordinado, como por ejemplo, la cantidad de potencia reactiva adicional requerida debido a una restricción de transmisión específica. • Análisis de Costos: Evaluar los sobrecostos asociados a las diferentes opciones de Generación Forzada que podrían ser necesarias para mitigar cada una de las causas identificadas. 2.2.4 Datos Relevantes a Considerar • Modelo Eléctrico Actualizado del SIN: Información detallada y actualizada de la topología, parámetros y límites operativos del sistema de transmisión y distribución, de aplicar. • Programación de Unidades de Generación: Información sobre la disponibilidad y costos de operación de las unidades de generación. • Historial de Eventos y Fallas: Datos históricos sobre la ocurrencia de restricciones de transmisión, problemas de voltaje, salidas de equipos, y las acciones tomadas para su mitigación. • Información de la Demanda: Perfiles de carga y previsiones de demanda en las diferentes áreas del sistema. • Capacidades y Límites Operativos: Límites de capacidad de transmisión (térmicos, de estabilidad, etc.) y requerimientos de potencia reactiva en diferentes nodos del sistema. -- 20 of 60 -- • Regulación y Procedimientos Vigentes: La normativa de servicios complementarios y demás regulación vigente. Con base en estas pautas, estudios y datos, el Operador del Sistema deberá desarrollar una metodología robusta y fundamentada para la asignación de responsabilidades y sobrecostos de Generación Forzada en escenarios complejos con múltiples intervinientes o causas, promoviendo una operación del sistema más eficiente y razonable. La metodología deberá definir claramente los pasos a seguir, los criterios de evaluación y los mecanismos para la determinación de los porcentajes de atribución. 2.3. Procedimiento para la socialización y aprobación de la Guía de Generación Forzada Una vez elaborada la guía, el Operador del Sistema deberá realizar un procedimiento de socialización de esta a fin de obtener comentarios y sugerencias de los agentes del mercado eléctrico nacional y empresas transmisoras. Dicho procedimiento deberá seguir los lineamientos y procedimiento siguiente: i. Publicación de la propuesta de guía de generación forzada en la página web del Operador del Sistema y envío de la misma al correo electrónico proporcionado por los agentes del mercado eléctrico nacional que estén debidamente autorizados para realizar transacciones en el MEN, así como a las Empresas Transmisoras. Al momento de difundir la propuesta de la guía el Operador del Sistema deberá de establecer el plazo que los agentes tendrán para hacer comentarios y sugerencias a la referida guía. Dicho plazo no podrá ser menor a 30 días calendarios. El Operador del Sistema podrá ampliar el plazo inicial a petición de parte, debidamente justificada o en caso de que lo amerite necesario. ii. Habilitación de un canal formal para la recepción de los comentarios, como una dirección de correo electrónico o una plataforma en línea, asegurando el registro y la trazabilidad de todas las comunicaciones. iii. Después de finalizado el plazo para recepción de comentarios el Operador del Sistema, deberá analizar de manera exhaustiva cada uno de los comentarios y sugerencias recibidas, evaluando su pertinencia y viabilidad para la mejora de la guía. Dentro del plazo máximo de 30 días hábiles contados a partir del día siguiente que finalice el plazo de recepción de comentarios, el Operador del Sistema deberá de comunicar a cada uno de los participantes las respuestas a sus comentarios. Los participantes dispondrán de un plazo de 5 días calendarios para presentar sus observaciones en caso de no estar de acuerdo con la respuesta del Operador del Sistema y este dispondrá de un plazo de 10 días calendarios para atenderlas. -- 21 of 60 -- iv. Al finalizar la etapa anterior el Operador del Sistema deberá de remitir a la CREE la propuesta de la guía de generación forzada a fin de obtener la aprobación de esta. Asimismo, deberá de adjuntar el informe del proceso de socialización, el cual deberá de contener: a) un resumen de la socialización, indicando las fechas de inicio y finalización para recibir comentarios; b) cada uno de los comentarios recibidos, explicando si fue aceptado, rechazado o aceptado parcialmente; c) las respuestas a los comentarios aceptados total o parcialmente y la justificación de los comentarios rechazados; d) el comprobante de la comunicación a los participantes sobre las respuestas de sus comentarios; e) las observaciones presentadas por los agentes y sus respectivas respuestas; y, f) el borrador de la guía de generación forzada identificando los cambios realizados como resultado de la socialización. v. La CREE, previo a aprobar la guía, podrá solicitar al Operador del Sistema que realice los ajustes que considere necesarios con base en la revisión de la documentación remitida, debiendo este último atenderlos dentro de un plazo de diez (10) días hábiles contados a partir de la recepción de la solicitud. En caso el Operador del Sistema considere necesario modificar la guía de generación forzada después de su emisión, deberá de realizar el procedimiento de socialización y presentar la propuesta de modificación a la CREE con las debidas justificaciones para obtener su aprobación. Esto siguiendo el procedimiento antes descrito; no obstante, pudiendo establecer un plazo para recepción de comentarios y sugerencias menor a 30 días calendario, pero no menor a cinco (5) días hábiles. 3. Compensación de sobrecostos Para la compensación de sobrecostos y asignación de responsabilidades de generación forzada por los diferentes tipos de causas, el Operador del Sistema determinará si la acción corresponde a un control preventivo o correctivo, lo cual deberá estar justificado y contar con el respaldo de registros correspondientes. En el caso se identifique que la generación forzada se deba a ineficiencias de un actor o grupo de actores, los sobrecostos no serán transferidos a la tarifa eléctrica y se deberá realizar el cobro a los responsables según lo definido en la guía de generación forzada.” TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus demás partes no modificadas la Norma Técnica de Programación de la Operación. -- 22 of 60 -- CUARTO: Requerir al representante legal del Centro Nacional de Despacho (CND) que, una vez publicada en el Diario Oficial “La Gaceta” la modificación a la Norma Técnica de Programación, presente, dentro del plazo de nueve (9) meses, la propuesta de Guía de Generación Forzada, debidamente socializada para su aprobación. QUINTO: Advertir al Centro Nacional de Despacho (CND) que, conforme a lo dispuesto en el artículo 9 de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), es su función realizar las liquidaciones financieras del mercado eléctrico y para lo cual debe contar con personal técnico. En ese sentido, y con base en la normativa vigente, el Centro Nacional de Despacho (CND) tiene la obligación de calcular los sobrecostos derivados de la generación forzada y asignarlos a los participantes del mercado en función de las responsabilidades que correspondan, conforme con lo dispuesto en el artículo 62 del Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista y el artículo 9 de la Norma Técnica de Liquidaciones del Mercado Eléctrico de Oportunidad. Lo anterior deberá cumplirse aun cuando la guía metodológica correspondiente se encuentre en desarrollo. Por lo tanto, el Centro Nacional de Despacho (CND) debe de aplicar criterios técnicos, en atención a sus funciones de operar y liquidar el Mercado Eléctrico Nacional. SEXTO: Instruir a la Secretaría General de esta Comisión Reguladora para que: I. Comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública. II. Proceda con la publicación del presente Acuerdo en el Diario Oficial “La Gaceta” en conjunto con las unidades administrativas. III. Publique en la página web de la Comisión el presente acto administrativo, de conformidad con el artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE). CÚMPLASE Y PUBLÍQUESE. HECTOR LUIS CORRALES AGÜERO MIGUEL ANGEL FIGUEROA RIVERA LEONARDO ENRIQUE DERAS VÁSQUEZ -- 23 of 60 -- Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE)

ACUERDO CREE-33-2026 AMPLIACIÓN DE LA VIGENCIA DE LA ESTRUCTURA TARIFARIA TRANSITORIA QUE APLICARÁ LA EMPRESA NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENEE) A SUS USUARIOS FINALES DEL MUNICIPIO DE GUANAJA. Comisión Reguladora de Energía Eléctrica. Tegucigalpa, Municipio del Distrito Central, a los quince (15) días del mes de mayo del año dos mil veintiséis (2026). Resultando: 1. Que la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) fue aprobada mediante Decreto No. 404-2013, publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” el veinte (20) de mayo de dos mil catorce (2014), y reformada mediante Decretos Legislativos número 61-2020 publicado en el Diario Oficial el cinco (05) de mayo del año dos mil veinte (2020), 02-2022 publicado en el Diario Oficial el once (11) de febrero del año dos mil veintidós (2022) y 46-2022 publicado en el Diario Oficial el dieciséis (16) de mayo del año dos mil veintidós (2022); esta tiene por objeto, entre otros, regular las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad en el territorio de la República de Honduras. 2. Que mediante el Decreto Legislativo número 46-2022 el Congreso Nacional de la República de Honduras aprobó la Ley especial para garantizar el servicio de la energía eléctrica como un bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. 3. Que en fecha quince (15) de mayo de dos mil veinticuatro (2024) la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) recibió el oficio número 362-2024-SEN-DM-DG remitido por parte de la Secretaría de Energía, mediante el cual compartió copia certificada del Acuerdo SEN-41- 2024 de fecha dos (02) de mayo del dos mil veinticuatro (2024), en el cual en su artículo 1 y 2 dispuso lo siguiente: “Artículo 1.- Para garantizar el servicio de energía eléctrica en la Isla de Guanaja, Departamento de Islas de la Bahía, como un bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social, la Secretaría de Estado en el Despacho de Energía, fundamentada en lo dispuesto en el artículo 8, literal B de la Ley General de la Industria Eléctrica, acuerda intervenir integralmente el sistema eléctrico administrado y operado-de hecho- por parte de la sociedad mercantil Bonacco Electric Company S. A. de C. V. (BELCO), por la mala calidad del servicio público de energía eléctrica y los altos costos ofrecidos a la población y en consecuencia porque su situación de desempeño amenaza afectar la continuidad o seguridad del servicio eléctrico; sin que -- 24 of 60 -- hasta la fecha dicha empresa haya implementado acciones de calidad del servicio y asequibilidad conforme a los estándares requeridos y normas regulatorias aplicables para garantizar el servicio eléctrico en las Islas de Guanaja; sustentado lo antes esgrimido, a través de los informes técnicos y legales de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica, remitidos a esta Secretaría de Estado mediante oficio No. CREE-228-2022; de la opinión técnica DGEM.UAME-04-2024 emitida por la Dirección General de Electricidad y Mercados en fecha tres de abril de dos mil veinticuatro; mismos que se consideran como parte integral del presente acuerdo ministerial y respaldados dichos informes y dictámenes, además, por las Asambleas Públicas realizadas el 16 de noviembre del 2023 en las comunidades de Savannah Beight y El Cayo en la Isla de Guanaja y ratificadas dichas quejas sobre la calidad del servicio eléctrico mediante sesión de cabildo abierto celebrada por la Corporación Municipal de Guanaja, Departamento de Islas de la Bahía el día dieciséis de noviembre de dos mil veintitrés, conforme a Acta Número Veinticuatro (24). Artículo 2: Delegar a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como ente técnico especializado y como empresa pública responsable de la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica, para asumir y ejercer el control de las responsables inherentes al suministro, distribución y comercialización de la energía en la Isla de Guanaja, la administración, operación y mantenimiento del sistema eléctrico operado- de hecho- hasta la fecha por la sociedad mercantil Bonacco Electric Company S. A. de C. V. (BELCO) y todas las accione necesarias de coordinación con dicha empresa y autoridades del sector, administrativas y regulatorias para garantizar el suministro de energía eléctrica a la población de manera eficiente y sostenible de conformidad con lo artículo 1 y 3 y demás aplicables de la reforma energética contenida en el Decreto Legislativo No 46-2022, Ley Especial para Garantizar el Servicio de Energía Eléctrica como un Bien Público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social; cumpliendo con las disposiciones legales aplicables”. 4. Que mediante el acuerda PRIMERO del Acuerdo CREE- 06-2025 de fecha veintisiete (27) de enero de dos mil veinticinco (2025) la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) realizó lo siguiente: “PRIMERO: Aprobar el Costo de Servicio y la Estructura Tarifaria Transitoria que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) en su calidad de operador de la Isla de Guanaja deberá de aplicar a sus usuarios a partir del uno (01) de febrero de dos mil veinticinco (2025), mientras dure el período de intervención, el cual no podrá exceder de dos años conforme con lo establecido en el artículo 8 de la Ley General de la Industria Eléctrica. La Estructura Tarifaria Provisional es la siguiente: (…)” -- 25 of 60 -- 5. Que mediante el Acuerdo CREE-42-2025 de fecha once (11) de abril de dos mil veinticinco (2025), la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó de manera condicionada, el procedimiento y fórmulas de ajuste que se implementará en la estructura tarifaria de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), que se aplica a los usuarios finales en el municipio de Guanaja. 6. Que en fecha treinta (30) de abril de dos mil veintiséis (2026) la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) remitió a la Secretaría Energía el oficio número CREE-159-2026 mediante el cual se solicitó lo siguiente: “(…) con el propósito de garantizar la correcta operación del sistema aislado de Guanaja y la aplicación de tarifas que reflejen los costos reales del servicio, se solicita respetuosamente que informe el estado actual del proceso de intervención, a fin de que esta Comisión pueda adoptar las medidas regulatorias correspondientes en materia tarifaria, incluyendo, en su caso, el ajuste que corresponda”. 7. Que mediante oficio número 183-2026-SEN-DM-SG de fecha once (11) de mayo de dos mil veintiséis (2026), la Secretaría de Energía remitió a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) el Acta suscrita de la primera para acordar los lineamientos de coordinación del proceso para reasunción de la prestación de servicio público de electricidad en la Isla de Guanaja, Departamento de Islas de la Bahía, realizada con los representantes acreditados por BELCO, funcionarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y dirigida por la Secretaría de Energía. 8. Que en la página número 4 del documento denominado “Acta de primera reunión para acordar los lineamientos de coordinación del proceso para reasumir prestación de servicio público de electricidad en la Isla de Guanaja, Departamento de Islas de la Bahía.” Se establece lo siguiente: “(…) para la empresa es materialmente imposible reasumir la operación el próximo viernes quince (15) de mayo del año dos mil veintiséis (2026), eso queremos que quede claro ya que la empresa no tiene personal pese a las circunstancias el mismo fue despachado (…)”. 9. Que en fecha doce (12) de mayo de dos mil veintiséis (2026) la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) suscribió el acta de inspección junto con personal designado de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), mediante la cual se consignó que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) ha realizado inversiones significativas en la zona de Mangrove. 10. Que en fecha catorce (14) de mayo de dos mil veintiséis (2026) la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) en atención al oficio número 183-2026-SEN- -- 26 of 60 -- DM-SG remitió a la Secretaría de Energía, con copia a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) el oficio número CREE-171-2026 mediante el cual, entre otras cosas, indicó lo siguiente: “(…) ante la imposibilidad material manifestada por BELCO, el Estado de Honduras conserva el deber indeclinable de garantizar el suministro de energía eléctrica en la Isla de Guanaja, lo cual debe materializarse a través de los instrumentos administrativos y regulatorios previstos en el ordenamiento jurídico aplicable, debiendo la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) continuar operando el sistema eléctrico aislado del Municipio de Guanaja, en ejercicio de las facultades que le confieren su Ley Constitutiva (Decreto Legislativo No. 48 de 1957), la Ley General de la Industria Eléctrica, y el Artículo 3 del Decreto Legislativo No. 46-2022 que asume la obligación del Estado de garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica a toda la población urbana y rural a través de la ENEE como empresa pública responsable. Asimismo, a efectos de garantizar la gestión adecuada de la actividad de distribución que conlleve a la prestación del servicio eléctrico de manera regular en la isla de Guanaja, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) realizará modificaciones al pliego tarifario aprobado para la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) mediante el Acuerdo CREE-06-2025, con el fin de permitir la aplicación del mismo hasta un tiempo prudencial, que permita delimitar lo relativo a lo operación del sistema aislado en cuestión.” 11. Que en fecha catorce (14) de mayo de dos mil veintiséis (2026) la Dirección de Regulación y la Dirección de Asesoría Jurídica emitieron dictamen técnico legal, mediante el cual recomendaron al Directorio de Comisionados para que emitieran acto administrativo por el cual, entre otras cosas, se realizara lo siguiente: i. Indique que a efectos de garantizar la continuidad del suministro de energía eléctrica la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) deberá continuar operando el sistema aislado de la Isla de Guanaja, Departamento de Islas de la Bahía, por un plazo de seis (06) meses, mientras se define el esquema definitivo de operación de la actividad de distribución en dicha isla. ii. Como consecuencia de lo dispuesto en el apartado anterior, y mientras subsista la operación transitoria de la ENEE en la Isla de Guanaja, ampliar la vigencia de la estructura tarifaria transitoria, la cual continuará siendo aplicada por la ENEE a los usuarios finales del servicio de distribución de energía eléctrica en dicha isla. 12. Que en el dictamen técnico-legal antes indicado se estableció, entre otras cosas, lo siguiente: “Que durante -- 27 of 60 -- la inspección llevada a cabo por la CREE el doce (12) de mayo de veintiséis (2026), se constató que la ENEE ha implementado mejoras en la red de distribución, así como otros costos relacionados con la operación y administración del sistema de generación. Por lo tanto, se considera necesario solicitar a dicha empresa la información pertinente con el fin de proceder a la actualización de la tarifa según corresponda…” y …”Dado que se prevé incorporar dentro de la estructura tarifaria los costos asociados a las inversiones realizadas por la ENEE, resulta imprescindible efectuar el ajuste correspondiente una vez finalizado el proceso de revisión de dichos costos, por lo que se recomienda mantener la tarifa actual hasta que se culmine este proceso, así como asegurar el reconocimiento de los costos que aún no han sido reflejados en las tarifas debido a la finalización de la intervención y a la actualización de la nueva estructura tarifaria Y Con fundamento en el Decreto Legislativo N.° 46-2022 y en atención a la imposibilidad material declarada por BELCO de reasumir la prestación del servicio público de energía eléctrica en la isla de Guanaja a partir del día quince (15) de mayo de dos mil veintiséis (2026), según consta en el Acta de Primera Reunión de Coordinación del proceso de reasunción del servicio, resulta necesario que se faculta a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para operar el sistema aislado de dicha isla y prestar el servicio de distribución en la misma, por un plazo de seis (6) meses contados a partir de la notificación del presente Acuerdo, a fin de garantizar la continuidad del suministro en beneficio de los usuarios finales. Lo anterior, sin perjuicio de que, si durante dicho plazo BELCO manifestare formalmente ante esta Comisión su intención y capacidad de retomar la operación, podrá hacerlo previo cumplimiento de los requisitos y condiciones establecidos en la Ley General de la Industria Eléctrica. Considerando: Que la Ley General de la Industria Eléctrica (en adelante LGIE) establece en su artículo 14 que las empresas distribuidoras no pueden poseer centrales generadoras, salvo en casos excepcionales que deben ser certificados por la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (en adelante CREE o Comisión), siempre que la capacidad instalada total de generación propiedad de una distribuidora no exceda de un 5 % de su demanda máxima de potencia, sin embargo, se exceptúa de esta regla a las empresas distribuidoras que sirven sistemas aislados, las cuales podrán tener sus propias centrales generadoras. Además, si se trata de distribuidoras que sirven sistemas aislados, deben llevar contabilidades separadas para las actividades de generación y de distribución. Que la LGIE establece lo siguiente: “La presente Ley tiene por objeto regular: I. Las actividades de generación, transmisión, distribución en el territorio de la República de Honduras; (…)” (lo subrayando y en negrita en propio). -- 28 of 60 -- Que la LGIE establece lo siguiente: “B. REGLAMENTACIÓN. Las disposiciones de esta ley serán desarrolladas mediante reglamentos junto con normativas técnicas específicas.” Que conforme con lo dispuesto en la LGIE a falta de disposición expresa en la referida ley serán aplicables de manera supletoria, las siguientes, en el orden que se indica: I. El Código de Comercio; II. El Código Civil; III. Las leyes especiales; y, IV. Las Leyes generales. Que la LGIE establece lo siguiente: “HABILITACIÓN DE LAS EMPRESAS DEL SUBSECTOR ELÉCTRICO. Las actividades reguladas por la Ley pueden ser realizadas por personas jurídicas privadas, públicas, o de capital mixto que cumplan con los requisitos establecidos en la presente Ley, mismas que deberán constituirse como sociedades mercantiles. Están obligadas a cumplir en tiempo y forma con las normas de calidad en el servicio establecidas y con todos los requisitos derivados de otras normas legales y reglamentarias vigentes que les sean aplicables. La habilitación legal de las empresas del sector eléctrico podrá imponer condiciones a la salida de las empresas del sector o al retiro de servicio de sus instalaciones o la reducción de la capacidad de las mismas”. Que conforme con lo establecido en la LGIE, las empresas distribuidoras además de inscribirse en el Registro Público de Empresas del Subsector Eléctrico deberán solicitar y obtener de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), una licencia de operación para el servicio público de electricidad. Que la LGIE indica lo siguiente: “La continuidad del servicio público de energía eléctrica es esencial, por lo cual el Estado supervisará la operación del subsector a través de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), estando obligadas las empresas o usuarios regulados por esta Ley a proporcionarle a ésta toda la información que les requiera para tal fin. (…)” Que la LGIE dispone que si se trata de distribuidoras que sirven sistemas aislados, deben llevar contabilidades separadas para las actividades de generación y de distribución. Que la LGIE dispone que es una función de la CREE: “Definir la metodología para el cálculo de las tarifas de transmisión y distribución, vigilar su aplicación, aprobar, difundir y poner en vigencia las tarifas resultantes en su caso;” Que conforme con lo establecido en la LGIE, la CREE tiene dentro de sus funciones: “Publicar semanalmente las decisiones que adopte, incluyendo los antecedentes con base en los cuales fueron adoptadas las mismas; esta publicación deberá hacerse en forma pedagógica de manera de asegurar su comprensión por la ciudadanía en general” Que conforme con lo establecido en la LGIE las tarifas reflejarán los costos de generación, transmisión, distribución -- 29 of 60 -- y demás costos de proveer el servicio eléctrico aprobados por la CREE. Que de conformidad con la LGIE y a fin de reflejar los costos reales de generación a lo largo del tiempo, la CREE ajustará los costos base de generación trimestralmente. Que de conformidad con la LGIE, los valores del pliego tarifario aprobado y publicado por la CREE, serán valores máximos, por lo que la empresa distribuidora podrá cobrar valores inferiores, a condición de dar el mismo tratamiento a todos los usuarios de una misma clase. Que la LGIE establece que para los sistemas de distribución que no forman parte del Sistema Interconectado Nacional, serán las propias empresas distribuidoras las que deberán calcular anualmente los costos base de generación y proponerlos a la CREE, de conformidad con lo que disponga el Reglamento. Que la Ley especial para garantizar el servicio de la energía eléctrica como un bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social declara el servicio de la energía eléctrica como un bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. Que la Ley Especial para Garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un Bien Público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social establece que el Estado de Honduras asume la obligación de garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica a toda la población urbana y rural, y ejercerá el control a través de la ENEE como empresa pública responsable de la generación, transmisión, distribución y comercialización, para lo cual debe seleccionar la modalidad de administración y contratación que más convenga al Estado. Que el Reglamento de Tarifas establece que la Empresa Distribuidora deberá presentar ante la CREE la documentación siguiente: a) Cálculo del costo del servicio de energía eléctrica en la Zona de Operación; b) Estructura Tarifaria aplicada; y, c) Fórmulas de ajuste de tarifas aplicada. Así como toda la documentación que permita justificar los valores presentados, siendo esta: Costo de generación, costo de distribución, estructura tarifaria, ingresos tarifarios, fórmulas del ajuste de tarifas, indicadores de calidad de servicio y estados contables. Que el acuerda primero del Acuerdo CREE-42-2025 detalla el procedimiento y fórmulas de ajuste a seguir para realizar los ajustes a los costos base de generación y consecuentemente la estructura tarifaria que la ENEE aplicará a sus usuarios finales en el municipio de Guanaja. Que de acuerdo con la Ley Constitutiva de la ENEE dispone que la referida empresa tiene las atribuciones de: i. llevar a cabo a la ejecución de proyectos relacionados con la -- 30 of 60 -- generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, y ii. operar y administrar las instalaciones a su cargo. Que el Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) también reconoce la potestad del Directorio de Comisionados para la toma de decisiones regulatorias, administrativas, técnicas, operativas, presupuestarias y de cualquier otro tipo que sea necesario en el diario accionar de la Comisión. Que en la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-22-2026 del quince (15) de mayo de dos mil veintiséis (2026), el Directorio de Comisionados acordó emitir el presente acuerdo. Por tanto: La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE), en uso de sus facultades y de conformidad con lo establecido en los artículos 1, 3 primer párrafo, literal D romano V, 4, 6, 8, 14, 18, 21 y demás aplicables de la Ley General de la Industria Eléctrica; artículo 2 y 3 de la Ley Especial para Garantizar el Servicio de la Energía Eléctrica como un Bien Público de Seguridad Nacional y un Derecho Humano de Naturaleza Económica y Social; artículos 155, 157 y demás aplicables del Reglamento de Tarifas vigente; artículo 4 y demás aplicables del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE); Acuerdo CREE-42-2025 de fecha once (11) de abril de dos mil veinticinco (2025); artículos 1, 3 y demás aplicables de la Ley Constitutiva de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), por unanimidad de votos de los Comisionados presentes, Acuerda: PRIMERO: Al efecto de garantizar la continuidad del suministro de energía eléctrica en la Isla de Guanaja, Departamento de Islas de la Bahía, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) deberá continuar operando el sistema aislado, por un plazo de seis (06) meses, mientras se define el esquema de operación de la actividad de distribución en dicha isla. SEGUNDO: Ampliar la vigencia de la estructura tarifaria transitoria aprobada mediante el Acuerdo CREE-06-2025 de fecha veintisiete (27) de enero de dos mil veinticinco (2025), la cual deberá ser aplicada por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) a los usuarios finales del servicio de distribución de energía eléctrica en la Isla de Guanaja, que deberá aplicar por seis (06) meses, sin menoscabo del proceso de actualización de la misma. TERCERO: Advertir a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) que conforme con lo establec