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 julio de 2026, el CND determinó los costos de generación reales para los meses de marzo, abril y mayo 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 julio 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 este ajuste tarifario en la revisión mensual de los costos de generación reales de la ENEE se identificó lo siguiente:

• La vigencia de los contratos de las centrales del MER, EDETSA y PANAM, posterior al 27 de enero de 2026, está sujeta a la aprobación del Congreso Nacional de la República de Honduras, según lo mandata el artículo 205, literal 19, de la Constitución de la República. Por lo tanto, el monto total acumulado por ambas centrales de USD 19,089,912.15 correspondiente al periodo del 1 de enero al 31 de mayo de 2026, valor que podrá ser incorporado en el próximo ajuste tarifario.
• En el informe de ajuste tarifario del cuarto trimestre de 2024 se indicó que, por recomendación de la DAJ, en la liquidación realizada para junio, julio y agosto de 2024, se reconocerían y trasladarían de forma condicionada los costos del contrato No. 063-2011. Estos costos seguirán reconociéndose condicionalmente dentro del mercado de contratos y se incluirán en los costos de generación trasladables a la tarifa final debido a que continua en revisión de la DAJ y que no se ha acreditado ante la CREE el laudo arbitral que autoriza dicha prórroga.
• 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. En el Acuerdo CREE 78-2025 se recomienda trasladar provisionalmente los precios de estos contratos de suministro de potencia y energía. Este traslado se aplicará de forma condicionada hasta completar el proceso de revisión legal correspondiente.
• En la liquidación de noviembre de 2025 (LT-12-2025) se identificó la incorporación de la central híbrida ENERESA. Mediante Acuerdo CREE-170-2025, la DAJ determinó que solo se aprobaría el traslado de los costos correspondientes a la capacidad registrada de 6.125 MW. La CREE resolvió mediante la Resolución CREE-08-2026 desestimar el recurso de reposición presentado por ENERESA. Finalmente, la DAJ recomendó requerir al CND para que realice las correcciones de los costos de potencia y energía según lo establece el acuerdo CREE-170-2025 con el fin de garantizar el debido proceso, por lo cual dichas correcciones no serán incorporadas en este ajuste tarifario.
• Durante la revisión de la liquidación del mes de marzo de 2026, se identificó que se habían incluido los costos de generación para todo el mes de la central BECOSA, a pesar de que su contrato original concluía el 11 de marzo de ese año. Mediante opinión legal DAJ-OL-25-2026, la DAJ recomendó incorporar provisionalmente los costos de la central en el próximo ajuste tarifario, sujetos a revisión posterior y a los ajustes que correspondan si no se verifican los requisitos establecidos. Por tanto, el reconocimiento de dichos costos se realizará con base en la información remitida por el CND y el pronunciamiento emitido por la DAJ.
• Tras detectar que en las liquidaciones correspondientes a marzo de 2026 se incorporaron costos de generación de la central Merendon. En atención a ello, el Departamento de Tarifas solicitó al CND, mediante el requerimiento LT-04-2026, que proporcionara la autorización correspondiente para efectuar la liquidación a favor de dicha central. En respuesta a ello, el CND indicó que la empresa Merendon Power Plant, S.A. de C.V. (Contrato No. 124-2013), dio por subsanados sus incumplimientos y reanudó su suministro de energía a partir del 19 de febrero de 2026. En consecuencia, el Departamento de Tarifas, mediante el memorándum DT-015-2026, solicitó a la DAJ su pronunciamiento para determinar si corresponde reconocer los costos de generación de esta central. Finalmente, mediante opinión legal DAJ-OL-024-2026, la DAJ indicó que resulta jurídicamente procedente reconocer y trasladar a tarifas los costos en que incurra la ENEE por la compra de potencia y energía a dicha central, siempre que medie instrucción de despacho del CND y la operación no exceda la capacidad de 18.6 MW establecida en el contrato de suministro vigente.

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 124,720,179.64 el cual debe ser recuperado sumándolo al Costo Base de Generación previsto para el tercer trimestre del año 2026.

Según el artículo 51 del Reglamento, la CREE, a través del oficio CREE-239-2026, informó a la ENEE sobre un incremento del 21.52% en la tarifa promedio correspondiente al tercer trimestre de 2026 en comparación con el segundo trimestre de 2026, así como el monto total acumulado cuyo valor es de USD 113,005,201.00. 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 parte del ajuste en los siguientes periodos trimestrales por un monto de USD 48,936,738.51. Asimismo, se incorporará el pago de intereses correspondientes conforme con las tasas que ha informado la ENEE, que serán revisadas posteriormente por el Departamento de Tarifas, a fin de verificar su cálculo y aplicación dentro del mecanismo de diferidos establecido en el Reglamento

Las variaciones, ajustes y la incorporación de los montos antes indicados, así como el costo base de generación previsto para el año 2026, dan como resultado un costo proyectado de compra de generación de energía eléctrica equivalente a un Costo de Generación ajustado de 152.15 USD/MWh para este tercer trimestre de 2026, el cual es mayor un 15.08% con respecto al aplicado en el segundo trimestre de 2026 el cual fue de 132.22 USD/MWh.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste de la tarifa es el tipo de cambio, para el tercer trimestre de 2026 se utiliza un tipo de cambio de 26.8553 lempiras por dólar, el cual fue determinado al tipo de cambio del día 29 de junio 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 5.3187 HNL/kWh para el trimestre anterior a un valor de 5.9825 HNL/kWh estimado para este nuevo ajuste, lo que en términos porcentuales significa un aumento del 12.48% 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 julio 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	59.52		4.9706
Consumo mayor de 50 kWh/mes	59.52
Primeros 50 kWh/mes			4.9706
Siguientes kWh/mes			6.4680
Servicio General en Baja Tensión	59.52		6.4693
Servicio en Media Tensión	2,685.83	338.2081	4.3024
Servicio en Alta Tensión	6,713.83	291.9692	4.0651

SERVICIO	Cargo Fijo	Precio de la Energía
	HNL/Lámpara-m	HNL/kWh
Alumbrado Público	69.12	5.1046