Las restantes regiones están cubiertas por sistemas de generación aislados.

El desglose detallado de la generación de las diferentes fuentes es el siguiente:[7]​ Fuente: Estadísticas del INE A pesar de que la capacidad instalada nominal ha aumentado a 113 MW desde 2001, la capacidad efectiva ha aumentado solo en 53 MW y permaneció en 589 MW en 2006.

[7]​ La gran diferencia entre la capacidad nominal y la efectiva se debe a la existencia de plantas térmicas antiguas que no funcionan correctamente y que deberían ser renovadas o reemplazadas.

En 2006, la electricidad total vendida en Nicaragua aumentó un 5,5%, hasta 2.052 GWh, lo cual corresponde al consumo anual de 366 kWh per cápita.

[8]​ Sin embargo, la situación empeoró durante la crisis energética en 2006, cuando grandes zonas del país sufrieron apagones continuos y prolongados (véase Desarrollos recientes más adelante).

A continuación se describe la cantidad y tipo de plantas operadas por cada compañía:[3]​ Fuente: CEPAL 2007 En Nicaragua, el 100% de la transmisión está gestionada por ENATREL, que también está a cargo del suministro del sistema.

[3]​ Sitio web: http://www.enatrel.gob.ni En Nicaragua, la compañía Dissur-Disnorte, es un consorcio entre la española TSK y el estado (16%participación), controla el 95% de la distribución.

Otras compañías con aportes menores son Bluefields, Wiwilí y ATDER-BL.

Hasta principios de los 90, el sector eléctrico en Nicaragua se caracterizaba por contar con la presencia del Estado en todas sus actividades, a través del Instituto Nicaragüense de Energía (INE).

En 1992, la ley autorizó al INE a negociar contratos y concesiones con inversores privados.

Como consecuencia de ello, ENEL mantuvo un papel más importante del que se esperaba en un principio.

Hidrogesa quedó en manos públicas como único actor en la generación hidroeléctrica y sus ganancias sirven para financiar las pérdidas de GECSA, que posee las plantas térmicas que no atrajeron el interés privado, y los planes de electrificación rural en áreas aisladas.

Además, como se mencionó anteriormente, las pérdidas en distribución han permanecido en niveles muy altos (28%).

[18]​ En 2006, el sector eléctrico en Nicaragua sufrió una grave crisis, con 4 apagones de 12 horas que afectaron prácticamente a todo el país.

El nuevo ministerio heredó las responsabilidades de la CNE junto con algunas competencias adicionales del INE.

El gobierno se comprometió a aprobar una ley para combatir el fraude,[20]​ que ayudará a reducir las pérdidas de distribución y Unión Fenosa desarrollará un plan de inversión para el período que finaliza en 2012.

En 1996, los seis países (Panamá, Honduras, Guatemala, Costa Rica, Nicaragua y El Salvador) firmaron el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.

[21]​ El diseño del Mercado Eléctrico Regional (MER) se realizó en 1997 y fue aprobado en 2000.

El MER es un mercado adicional superpuesto a los seis mercados nacionales existentes, con una regulación regional, en el cual los organismos autorizados por el Ente Operador Regional (EOR) realizan transacciones eléctricas internacionales en la región.

[21]​ Se espera que el proyecto esté en funcionamiento para finales de 2008.

Los consumidores de media tensión pagan tarifas más altas que sirven para subsidiar las tarifas más bajas para los consumidores de baja tensión.

Por otra parte, los nuevos proyectos hidroeléctricos recibirán la financiación pública y privada, mientras que el desarrollo de energía eólica Amayo en curso y la nueva planta geotérmica de San Jacinto Tizate estarán financiadas con capital privado.

Sin embargo, todavía no está asegurada la financiación para todos los proyectos.

[17]​ El Banco Mundial (a través del proyecto PERZA) y el gobierno suizo (a través de FCOSER) también han aportado fondos y ayuda para avanzar con los objetivos de la electrificación rural en el país.