A partir del año 2011 y con la incorporación de parque de generación eólico ubicado en Cerro de Hula Francisco Morazán con una capacidad instalada de 102MW, la matriz de generación de electricidad en el sistema eléctrico hondureño sufre un cambio en la operación de despacho e inicia una manera diferente realizarlo. El despacho hidrotérmico que se manejaba años anteriores se vio afectado mayormente cuando en el año 2015 se instalan en la región sur de Honduras una capacidad significativa de plantas solares fotovoltaicas (FV) que amparados en la Ley de Incentivos a la Generación de Energía Eléctrica, Decreto 70-2007 y su reforma Decreto 138-2013 suscribieron contratos de suministro con la Empresa Nacional de Energía eléctrica, ENEE. La cantidad de electricidad generada por plantas con recursos renovables no convencionales se ha incrementado y esto conlleva a una operación de despacho diferente que por su obligatoriedad de despacho y no se garantiza el menor costo. El propósito de este trabajo es estudiar el efecto de la incorporación de la generación fotovoltaica en la operación del sistema eléctrico hondureño, comparar la operación previa a la instalación de las misma y proponer el despacho hidrotérmico optimo del sistema que nos permita reducir los costos de operación en un horizonte de estudio a mediano plazo. Para lograr el objetivo, en esta tesis se simulará la operación del sistema eléctrico utilizando el modelo matemático SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming) desarrollado para optimizar despacho eléctrico, que nos permita en un horizonte de estudio estimar la función de costos futuros con estimaciones de los despachos hidrotérmicos óptimos.As of 2011 and with the incorporation of a wind generation park located in Cerro de Hula Francisco Morazán with an installed capacity of 102MW, the electricity generation matrix in the Honduran electricity system undergoes a change in the dispatch operation and initiates a different way to do it. The hydrothermal dispatch handled in previous years was mainly affected when, in 2015, a significant capacity of photovoltaic (PV) solar plants was installed in the southern region of Honduras, which are covered by the Electric Power Generation Incentives Law, Decree 70-2007 and its reform Decree 138-2013 signed supply contracts with the National Electric Energy Company, ENEE. The amount of electricity generated by plants with unconventional renewable resources has increased and this leads to a different dispatch operation than due to its obligatory nature of dispatch and the lowest cost is not guaranteed. The purpose of this work is to study the effect of the incorporation of photovoltaic generation in the operation of the Honduran electrical system, compare the operation prior to the installation of the same and propose the optimal hydrothermal dispatch of the system that allows us to reduce operating costs in a medium-term study horizon. To achieve the objective, this thesis simulates the operation of the electrical system using the SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming) mathematical model developed to optimize electrical dispatch, which allows us in a study horizon to estimate the function of future costs with estimates of the optimal hydrothermal offices.