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 octubre de 2025, el CND determinó los costos de generación reales para los meses de junio, julio y agosto 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 octubre 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:

• El Decreto No. 3-2025 aprobó modificaciones a 18 contratos de energía entre la ENEE y empresas generadoras. El Departamento de Tarifas solicitó a la DAJ un dictamen legal para revisar dichas modificaciones y verificar el cumplimiento de requisitos para su vigencia. La DAJ mediante dictamen DAJ-DL-045-2025 y acuerdo CREE-78-2025, recomendó trasladar los costos indicados por el CND de forma condicionada, permitiendo ajustes futuros. Por tanto, los costos derivados de estas modificaciones se trasladarán de manera condicionada en este ajuste tarifario.
• En el proceso de revisión de las liquidaciones mensuales del pasado trimestre se identificó la participación de 4 nuevas centrales bajo la modalidad de arrendamiento en el Mercado Eléctrico de Oportunidad (MEO). Se incluyeron las centrales “Arrendamiento El Níspero” y “Arrendamiento El Progreso”, “Arrendamiento Santa Marta” y “Arrendamiento Villanueva”. En el Acuerdo CREE 78-2025 la DAJ recomendó que se incluya de manera condicionada los costos asociados a dichas centrales en el MEO en la tarifa del usuario final, hasta que se culmine el proceso de revisión.
• En aplicación del Acuerdo CREE-36-2025, el Departamento de Planificación y Mercados verificó que el cálculo del precio máximo en el MEO para abril, mayo y junio de 2025 fue realizado conforme a la normativa, por tanto, se recomendó trasladar los valores reportados por el CND.
• En seguimiento a la Resolución CREE-28-2024, el Departamento de Tarifas solicitó al Departamento de Planificación y Mercados verificar si la ENEE ha dado cumplimiento a lo establecido en los Resuelves Primero y Segundo de dicha resolución para el año 2025. En este sentido, el Departamento de Planificación y Mercados, mediante el Memorándum DR-29-2025 recomendó tomar los valores de transacciones informados por el CND para los meses de mayo, junio y julio de 2025, sin perjuicio que producto de la revisión que realice la Dirección de Asesoría Jurídica se identifique la necesidad de realizar un ajuste.
• En virtud del Acuerdo CREE-134-2025, emitido el 30 de septiembre de 2025, se procedió a la revocación de los Acuerdos 47-2021, 47-2022 y 62-2022 correspondientes a las fechas del 30 de septiembre de 2021, 30 de septiembre de 2022 y 30 de diciembre de 2022, respectivamente. Como resultado, a partir del 6 de junio de 2025, se integrarán en la tarifa los costos renegociados asociados a los Contratos No. 011-2018, 012-2018 y 013-2018

En esta ocasión el costo de generación real fue mayor que el costo proyectado, causando un saldo a favor de la ENEE por un monto de USD 7,975,509.89 el cual debe ser recuperado sumándolo al Costo Base de Generación previsto para el cuarto 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, para este cuarto trimestre se debe incluir dentro de los costos de generación, bajo el concepto de “otros ajustes” a favor de la demanda, la suma de USD 69,144,549.56. Este monto comprende el pago diferido de las solicitudes correspondientes al primer y segundo trimestre, así como los intereses asociados. Cabe destacar que, al incorporar esta cantidad en los costos de generación, la ENEE estaría saldando por completo el total de los montos diferidos.

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 111.83 USD/MWh para este cuarto trimestre de 2025, el cual es menor un 6.22% con respecto al aplicado en el tercer trimestre de 2025 el cual fue de 119.24 USD/MWh.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste de la tarifa es el tipo de cambio, para el cuarto trimestre de 2025 se utiliza un tipo de cambio de 26.30 lempiras por dólar, el cual fue determinado al tipo de cambio del día 26 de septiembre de 2025. Con respecto al ajuste anterior el tipo de cambio aumento un 0.02%.

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 4.8440 HNL/kWh para el trimestre anterior a un valor de 4.6236 HNL/kWh estimado para este nuevo ajuste, lo que en términos porcentuales significa una reducción del 4.55% 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 octubre 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	58.84		3.8209
Consumo mayor de 50 kWh/mes	58.84
Primeros 50 kWh/mes			3.8209
Siguientes kWh/mes			4.9719
Servicio General en Baja Tensión	58.84		4.9978
Servicio en Media Tensión	2,629.66	331.1720	3.0563
Servicio en Alta Tensión	6,574.15	285.8951	2.8644

SERVICIO	Cargo Fijo	Precio de la Energía
	HNL/Lámpara-m	HNL/kWh
Alumbrado Público	67.68	3.8760