Mediante la Resolución CREE-016 esta Comisión aprobó el Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales que aplica la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) a sus clientes, reglamento que fue publicado el 20 de abril de 2016.

Con el fin reflejar de manera más precisa y completa en la tarifa los costos en que incurre la ENEE para suministrar electricidad a sus clientes, incluyendo, como manda la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), los costos derivados de los contratos de suministro que dicha empresa ha suscrito, así como el resultado de las transacciones del Mercado de Oportunidad, se modificó el reglamento antes referido por medio del Acuerdo CREE-065 el 24 de junio de 2020, por medio de los Acuerdos CREE-36-2022, CREE-054-2023 y CREE-123-2024.

La LGIE establece que, con el propósito de definir las tarifas de los costos de generación, el operador del sistema, en este caso el Centro Nacional de Despacho (CND) debe calcular y presentar a la CREE el Costo Base de Generación (CBG) previsto para el año siguiente, aplicando la metodología que establece el Reglamento (en este caso, Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales).

Asimismo, la LGIE dispone que, con el objetivo de reflejar los costos reales de generación a lo largo del tiempo, la CREE debe ajustar el CBG previsto de manera trimestral. El Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales establece que para cada ajuste trimestral del CBG, el CND al completar la liquidación mensual debe enviar a la CREE y la ENEE (con el fin que esta revise los cálculos presentados por el CND) un documento indicando el costo total real de compra de energía (contratos y transacciones de oportunidad), costo de potencia (contratos y desvíos). Luego la CREE revisa el documento y con base en la información presentada calcula para cada ajuste tarifario el costo de generación real y su diferencia con el costo base previsto de los últimos tres meses que hayan sido liquidados. Además, calcula la relación entre la diferencia acumulada y la demanda de la energía prevista del próximo trimestre, y finalmente realiza la suma algebraica de esta relación, el precio de generación previsto para el período p y, si aplica, la relación entre otros ajustes solicitados por el CND y la demanda de la energía prevista del próximo trimestre. Con esta suma la CREE realiza el ajuste tarifario.

Es importante indicar que las liquidaciones mensuales se realizan una vez finalizado cada mes, y dado que los ajustes tarifarios entran en vigencia el primer día de cada trimestre del año y deben ser aprobados como mínimo un día antes de cada nuevo ajuste, las liquidaciones presentan un mes de rezago, por lo que para el ajuste tarifario p se calculan los costos reales del último mes considerado para el ajuste del Costo Base de Generación anterior al último ajuste realizado (ajuste tarifario del periodo p-2) y los costos reales de los dos primeros meses del trimestre considerado para el último ajuste tarifario (ajuste del periodo p-1).

Para el ajuste tarifario a aplicar a partir de abril 2025, el CND determinó los costos de generación reales para los meses de diciembre 2024, enero y febrero de 2025.

Con base en lo anterior, la CREE ha llevado a cabo los análisis necesarios para determinar el ajuste a los costos de generación de electricidad y de manera consecuente el ajuste que debe aplicarse a las tarifas provisionales que utilizará la ENEE en la facturación que se haga a partir de abril de 2025.

El 30 de diciembre de 2024 mediante el Acuerdo CREE-139-2024, esta Comisión aprobó el CBG previsto correspondiente a la ENEE para el año 2025, y de acuerdo con los análisis realizados por el CND se obtuvo que el costo medio de generación previsto el para año el año 2025 es de 133.33 USD/MWh.

El ajuste de los costos de generación de electricidad está especialmente asociado a los costos de los combustibles utilizados para la generación de energía eléctrica, a la demanda de energía eléctrica, así como a la participación de las diferentes fuentes de generación de energía eléctrica que se utilizan para satisfacer dicha demanda y al monto de déficit de energía y potencia, si hubiera.

Es importante señalar que para este ajuste tarifario en la revisión mensual de los costos de generación reales de la ENEE se identificó lo siguiente:

• En el proceso de revisión de la liquidación correspondiente al mes de septiembre de 2024 bajo el expediente LT-10-2024, la CREE identificó discrepancias entre los valores reportados por el CND y los publicados por el mismo CND y por el Ente Operador Regional (EOR). El 26 de marzo de 2025 la CREE solicitó al CND la revisión y corrección de dichas diferencias, por tanto, el 28 de marzo de 2025, el CND presentó el anexo actualizado con los valores ajustados y, mediante el oficio DOM-CND-052-III-2025, solicitó incluir estas modificaciones como “Otros Ajustes”, en atención a dicha solicitud, se incorporó para este trimestre un monto de USD 315,042.69 a favor de la demanda.
• En el informe de ajuste tarifario del cuarto trimestre de 2024 se indicó que se reconocerían y trasladarían de forma condicionada los costos asociados a los contratos 007-2014, 008-2014 y 010-2014, se resalta que la situación de los costos asociados a dichos contratos continua en análisis y revisión de la Dirección de Asesoría Jurídica (DAJ).
• Para este ajuste trimestral se continúan incluyendo de manera condicionada dentro de la liquidación del MEO los costos asociados a las centrales “Arrendamiento San Isidro”, “Arrendamiento Brassavola”, “Arrendamiento Laeisz Danlí y Arrendamiento Santa Rosa”.
• En el informe del ajuste tarifario del cuarto trimestre de 2024, se estableció que, conforme a la recomendación de la DAJ, los costos del contrato No. 063-2011 serían reconocidos y trasladados de forma condicionada. Dado que la revisión de la prórroga de dicho contrato continúa en análisis por la DAJ, los costos correspondientes a dicho contrato se seguirán trasladando de manera condicionada en el mercado de contratos, integrándose dentro de los costos de generación a trasladar a la tarifa del usuario final.

En esta ocasión el costo de generación real fue menor que el costo proyectado, causando un saldo a favor de la demanda por un monto de USD 1,459,728.04 el cual debe ser recuperado restándolo al Costo Base de Generación previsto para el segundo trimestre del año 2025.

Por otro lado, el artículo 51 del Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales establece que en caso de que la CREE identifique que la variación entre el costo de generación real y el costo base de generación previsto provoque fluctuaciones mayores al 5% en la tarifa promedio al usuario final deberá de comunicar a la ENEE el monto que resulta de la diferencia identificada y solicitar: i) el monto que se propone diferir, ii) el período de recuperación de los saldos a diferir, que no será mayor a cuatro trimestres, iii) el tipo de cambio que se utilizó para proponer el monto a diferir, iv) la tasa de interés trimestral a utilizar y v) en caso de aplicar, detallar el monto total acumulado de las cuentas por cobrar que resulten producto de la aplicación del mecanismo establecido en este artículo.

En función de lo anterior, la CREE mediante el oficio CREE-123-2025 comunicó a la ENEE que se ha identificado una variación entre el costo de generación real y el costo base de generación previsto que ha ocasionado que la tarifa promedio a aplicar al usuario final en el siguiente ajuste tarifario sea inferior al 5% a la tarifa promedio vigente, por lo que la ENEE puede diferir parte del ajuste hasta por un monto de USD 120,000,000.00 y presentar la información de acuerdo con lo establecido en el artículo 51. Asimismo, se informó que en caso de querer diferir dicho monto la ENEE deberá enviar a la CREE una solicitud.

La ENEE en fecha 31 de marzo 2025 envió una solicitud para diferir en los próximos trimestres el monto que ocasionaría una rebaja mayor al 5% en la tarifa promedio prevista para los meses de abril – junio 2025. En esta solicitud se detalla que:

• El monto por deferir será de USD 61,386,731.00
• El monto se deferirá al en los siguientes dos periodos trimestrales del 2025.
• El tipo de cambio es 25.7476 HNL/USD.
• El interés trimestral por utilizar será 2.6692%.
• El monto total acumulado es de USD 134,720,064.00, para aplicar en los siguientes dos periodos trimestrales.

En función de lo anterior, para los siguientes dos periodos trimestrales del año 2025 se debe de adicionar dentro de “Otros Ajustes” como un cargo a favor de la demanda el monto solicitado por diferir, el cual equivale a USD 61,386,731.00.

Asimismo, en el primer ajuste trimestral de 2025, en fecha 30 de diciembre de 2024 la ENEE solicitó diferir un monto para evitar una variación mayor al 5% en la tarifa de enero-marzo. En consecuencia, para el 2do ajuste a los CBG de 2025, se adicionará en “Otros Ajustes” un cargo a favor de la demanda por USD 36,666,666.67.

Las variaciones, ajustes y la incorporación de los montos antes indicados, así como el costo base de generación previsto para el año 2025, dan como resultado un costo proyectado de compra de generación de energía eléctrica equivalente a un Costo Base de Generación ajustado de 140.34 USD/MWh para este segundo trimestre de 2025, el cual es menor un 12.19% con respecto al aplicado en el primer trimestre de 2025 el cual fue de 159.82USD/MWh.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste de la tarifa es el tipo de cambio, para el segundo trimestre de 2025 se utiliza un tipo de cambio de 25.75 lempiras por dólar, el cual fue determinado al tipo de cambio del día 28 de marzo de 2025. Con respecto al ajuste anterior el tipo de cambio aumento un 0.97%.

Como consecuencia de las variaciones de los factores que afectan el costo de generación y la variación del tipo de cambio; da como resultado una rebaja global del precio de la tarifa promedio, la cual pasa de 5.9260 HNL/kWh para el trimestre anterior a un valor de 5.3926 HNL/kWh estimado para este nuevo ajuste, lo que en términos porcentuales significa una reducción del 9.00% en la tarifa promedio.

Con base en lo antes indicado, la CREE en uso de sus facultades y de conformidad con lo establecido en los artículos 1, 3 primer párrafo, literal D romano V, 8, 18, 21 literal A, 22 y demás aplicables de la Ley General de la Industria Eléctrica; artículo 18, 51 y 53 del Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales vigente y demás aplicables; artículo 4 y demás aplicables del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica; por unanimidad de votos de los Comisionados presentes, acuerda aprobar que la estructura tarifaria que debe aplicar la ENEE para la facturación a partir del mes de abril de 2025 sea de conformidad con la tabla siguiente:

 

SERVICIO	Cargo Fijo	Precio de la Potencia	Precio de la Energía
	HNL/abonado-m	HNL/kW-mes	HNL/kWh
Servicio Residencial
Consumo de 0 a 50 kWh/mes	58.17		4.4722
Consumo mayor de 50 kWh/mes	58.17
Primeros 50 kWh/mes			4.4722
Siguientes kWh/mes			5.8195
Servicio General en Baja Tensión	58.17		5.8273
Servicio en Media Tensión	2,574.76	324.2580	3.8012
Servicio en Alta Tensión	6,436.90	279.9264	3.5852

SERVICIO	Cargo Fijo	Precio de la Energía
	HNL/Lámpara-m	HNL/kWh
Alumbrado Público	66.27	4.5800

Nota: Para más información sobre este ajuste ingresar al siguiente enlace:

Informe 2do Ajuste Tarifario 2025