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, CREE-123-2024 y CREE-165-2025.

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 2026, el CND determinó los costos de generación reales para los meses de junio, julio y agosto de 2026.

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 2026.

El 30 de diciembre de 2025 mediante el Acuerdo CREE-168-2025, esta Comisión aprobó el CBG previsto correspondiente a la ENEE para el año 2026, y de acuerdo con los análisis realizados por el CND se obtuvo que el costo medio de generación previsto para año el año 2026 es de 125.86 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 el presente ajuste tarifario se mantienen los traslados condicionados correspondientes a las modificaciones de los contratos de compra de energía y potencia, la prórroga del Contrato No. 063-2011, la liquidación de ENERESA, los costos de BECOSA, la diferencia de facturación entre el Mercado Eléctrico de Oportunidad y el Mercado de Contratos correspondiente a ENERSA y los costos correspondientes al arrendamiento de centrales. Asimismo, se reconocen los costos de generación asociados a la central híbrida Jamastrán.

Adicionalmente, como resultado de la nulidad del Acuerdo CREE-036-2025, relacionado con el Precio Máximo, se trasladará a tarifa un monto de USD 1,600,959.34 a favor de la ENEE. Por otra parte, permanece pendiente la incorporación de USD 19,089,912.15 correspondientes a la liquidación por potencia y energía de las centrales PANAM y EDETSA, monto que será reconocido una vez que los contratos de ambas centrales sean publicados en el Diario Oficial La Gaceta.

Durante el período junio-agosto de 2026 se registró un aumento de los costos de generación respecto al trimestre anterior, debido principalmente al crecimiento de la demanda, la menor participación de generación hidroeléctrica, una mayor utilización de generación térmica y el incremento en los precios de los combustibles. Estos factores, junto con el aumento de la ENS, elevaron el costo marginal promedio del sistema en 33.37 %, contribuyendo al incremento de los costos reales de generación trasladados en el presente ajuste tarifario.

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 214,187,359.49 el cual debe ser recuperado sumándolo al Costo Base de Generación previsto para el cuarto trimestre del año 2026.

Según el artículo 51 del Reglamento, la CREE, a través del oficio CREE-330-2026, informó a la ENEE sobre un incremento del 21.02% en la tarifa promedio correspondiente al cuarto trimestre de 2026 en comparación con el tercer trimestre de 2026, así como el monto total acumulado cuyo valor es de USD 104,914,311.001. Este valor representa el límite máximo que se podría diferir para evitar cambios en la tarifa promedio en comparación con la del trimestre anterior. Ante esta situación, la ENEE solicitó diferir el total del ajuste en los siguientes periodos trimestrales por un monto de USD 104,914,311.001. Asimismo, se incorporará el pago de intereses correspondientes conforme con las tasas que ha informado la ENEE, que serán revisadas por el Departamento de Tarifas.

Al considerar las variaciones antes indicadas, así como el manejo de pagos diferidos y los costos sujetos a condiciones, el costo base ajustado se ubicó en 152.1540 USD/MWh, manteniéndose constante respecto al trimestre anterior.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste de la tarifa es el tipo de cambio, para el cuarto trimestre de 2026 se utiliza un tipo de cambio de 27.0307 lempiras por dólar, el cual fue determinado al tipo de cambio del día 29 de septiembre de 2026. Con respecto al ajuste anterior el tipo de cambio aumentó un 0.65%.

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 incremento global del precio de la tarifa promedio, la cual pasa de 5.98 HNL/kWh para el trimestre anterior a un valor de 6.02 HNL/kWh estimado para este nuevo ajuste, lo que en términos porcentuales significa un aumento del 0.64% en la tarifa promedio.

Con base en lo antes indicado, la CREE en uso de sus facultades y de conformidad con lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctrica, en el Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales vigente y demás aplicables, acuerda aprobar que la estructura tarifaria que debe aplicar la ENEE para la facturación a partir de octubre de 2026 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	59.74		5.0031
Consumo mayor de 50 kWh/mes	59.74
Primeros 50 kWh/mes			5.0031
Siguientes kWh/mes			6.5102
Servicio General en Baja Tensión	59.74		6.5115
Servicio en Media Tensión	2,703.07	340.4170	4.3305
Servicio en Alta Tensión	6,757.68	293.8762	4.0917

SERVICIO	Cargo Fijo	Precio de la Energía
	HNL/Lámpara-m	HNL/kWh
Alumbrado Público	69.57	5.1379