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 del Acuerdo CREE-36-2022 y por medio del Acuerdo CREE-54-2023.

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 julio 2024, el CND determinó los costos de generación reales para los meses de marzo, abril y mayo de 2024.

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 julio de 2024.

El 29 de diciembre de 2023 mediante el Acuerdo CREE-156-2023, esta Comisión aprobó el CBG previsto correspondiente a la ENEE para cada trimestre del año 2024, y de acuerdo con los análisis realizados por el CND el costo medio de generación previsto para fue de 140.92 USD/MWh para el mes de marzo de 2024 y 153.78 USD/MWh para los meses de abril y mayo de 2024.

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.

Las variaciones de los factores antes indicados provocaron una diferencia entre los costos reales y los proyectados de compra de energía y potencia lo que conlleva a un déficit con respecto a los ingresos tarifarios de la ENEE por un monto de USD 141,547,375.48, el cual debe ser recuperado sumándolo al Costo Base de Generación previsto para el tercer trimestre del año 2024. Asimismo se debe incorporar en el ajuste al CBG el monto de USD 9,255,639.98 como Otros Ajustes (oficio GGENEE-300D-03-2024), como un crédito a favor de la ENEE.

Adicionalmente y en seguimiento a los ajustes del cálculo de los costos medios de generación previstos, mediante el Acuerdo CREE 156-2023 la CREE aprobó los costos base de generación previstos para el año 2024 de la ENEE, siendo para el tercer trimestre del año 2024 el valor de 151.30 USD/MWh.

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:

• Que en mayo de 2024, la central hidroeléctrica Cuyamel fue incluida nuevamente en el Mercado de Contratos (MC), cuyo contrato había finalizado en noviembre de 2021. El CND informó para este contrato una prórroga hasta noviembre de 2031. Por lo que la Dirección de Asesoría Jurídica (DAJ) de la CREE recomendó reconocer de forma condicionada los costos asociados a dicho contrato .
• Que del 18 de marzo al 23 de abril de 2024, se liquidó la energía que superó la capacidad comprometida por las centrales con contrato 011-2018, 012-2018 y 013-2018 correspondientes a La Ensenada. Con base en la recomendación de la DAJ, se trasladará a la tarifa del usuario final el monto de USD 642,835.10 por la capacidad de respaldo de los contratos 011-2018, 012-2018 y 013-2018, y no se trasladará USD 354,349.06 por la energía inyectada por encima de la capacidad de respaldo de los contratos 011-2018 y 013-2018.
• Que en marzo y abril de 2024 se incluyeron las centrales “Arrendamiento San Isidro”, “Arrendamiento Danlí” y “Arrendamiento Brassavola”. Por lo que la DAJ de la CREE recomendó incluir los costos asociados de manera condicionada en la tarifa del usuario final.
• Que en abril de 2024, CND en respuesta al requerimiento LT-05-2024, informó a la CREE que las centrales Laeisz La Ensenada MEO y Térmica Villanueva recibieron un ajuste por potencia de USD 14,340.66 y USD 20,010.90 respectivamente, con el fin de liquidar dichos montos dentro del MEO, estos fueron incluidos en el Informe de Transacciones Comerciales (ITC) de mayo y trasladados a la tarifa de los usuarios de la ENEE.
• Mediante Memorándum DF-020-2024 la Dirección de Fiscalización (DF) identificó diferencias entre la liquidación del CND y la facturación de la ENEE entre enero de 2021 y febrero de 2024. Por tanto, la DF recomienda seguir revisando estas liquidaciones y facturaciones, y solicitar explicaciones a la ENEE sobre los cargos adicionales.

Producto de las consideraciones antes expuestas, se determinó inicialmente un aumento en la tarifa promedio de 25.94%.

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-271-2024 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 del 25.94% superior a la tarifa promedio vigente, por lo que la ENEE puede diferir parte del ajuste hasta por un monto de USD 150,803,015.46 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 28 de junio 2024 envió una solicitud para diferir en el próximo trimestre, parte del  monto que ocasiona el aumento en la tarifa promedio prevista para los meses de julio – septiembre 2024. En esta solicitud se detalla que:

• El monto por deferir será de USD 60,000,000.00.
• El monto se deferirá al en los siguientes tres periodos trimestrales.
• El tipo de cambio es 24.8673 HNL/USD.
• El interés trimestral por utilizar será 2.4667%.
• El monto total acumulado es de USD 60,000,000.00, ya que no se aplicará en este periodo trimestral.

En función de lo anterior, para el 4to ajuste a los CBG del año 2024 se debe adicionar dentro de “Otros Ajustes” como un cargo a favor de la ENEE el monto que esta solicitó diferir (USD 60,000,000.00).

Las variaciones, ajustes y la incorporación de los montos antes indicados, así como el costo base de generación previsto para el tercer trimestre del año 2024, dan como resultado un costo proyectado de compra de generación de energía eléctrica equivalente a un Costo Base de Generación ajustado de 182.07 USD/MWh para este tercer trimestre de 2024, el cual es mayor un 18.40% con respecto al aplicado en el segundo trimestre de 2024.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste de la tarifa es el tipo de cambio, para el tercer trimestre de 2024 se utiliza un tipo de cambio de 24.8673 lempiras por dólar, el cual fue determinado al tipo de cambio del día 28 de junio de 2024. Con respecto al ajuste anterior el tipo de cambio aumento un 0.32%.

Como consecuencia de las variaciones de los factores que afectan el costo de generación y la variación del tipo de cambio; da como resultado un aumento global del precio de la tarifa promedio, la cual pasa de 5.5498 HNL/kWh para el trimestre anterior a un valor de 6.3949 HNL/kWh estimado para este nuevo ajuste, lo que en términos porcentuales significa un aumento del 15.23 % 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 julio de 2024 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	57.09		5.3218
Consumo mayor de 50 kWh/mes	57.09
Primeros 50 kWh/mes			5.3218
Siguientes kWh/mes			6.9250
Servicio General en Baja Tensión	57.09		6.9099
Servicio en Media Tensión	2,486.73	313.1718	4.7777
Servicio en Alta Tensión	6,216.83	270.3558	4.5300

SERVICIO	Cargo Fijo	Precio de la Energía
	HNL/Lámpara-m	HNL/kWh
Alumbrado Público	64.00	5.4969

Nota: Para más información sobre este ajuste ingresar al siguiente enlace: https://bit.ly/informeajustetarifario3Q2024