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.

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 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 enero de 2023, el CND determinó los costos de generación reales para los meses de septiembre a noviembre de 2022.

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 enero de 2023.

El 30 de diciembre de 2021 mediante el Acuerdo CREE-68, esta Comisión aprobó el CBG previsto correspondiente a la ENEE para cada trimestre del año 2022, y de acuerdo con los análisis realizados por el CND el costo medio de generación previsto fue de 133.14 USD/MWh para el mes de septiembre y 132.88 USD/MWh para los meses de octubre y noviembre de 2022.

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, provoca una diferencia entre los costos reales y los proyectados de compra de energía y potencia lo que conlleva a un diferencial a favor de la demanda por un monto de USD 4,117,852.61 el cual debe ser recuperado restándolo al Costo Base de Generación previsto para el primer trimestre del año 2023.

Es importante destacar que con base en lo establecido en el Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales la CREE puede incorporar en el periodo de revisión trimestral “Otros Ajustes”, en ese sentido, la Comisión determinó incorporar como “Otros Ajustes“ el monto de USD 43,615,224.74, el cual surge de la solicitud presentada por la ENEE en fecha 29 de diciembre de 2022 mediante el oficio número GG-1617-2022. Asimismo, y con base en Resolución CREE-39-2022 esta comisión determinó incorporar bajo este mismo concepto el monto USD 11,275,739.91, que resulta de la diferencia entre lo que el Operador del Sistema (ahora Centro Nacional de Despacho) calculó que se le debe de pagar a ENERSA por la generación realizada desde 27 enero a agosto de 2022 y lo que se ha trasladado a tarifas durante ese mismo periodo.

Mediante el Acuerdo CREE 63-2022 de fecha 30 de diciembre de 2022 la CREE aprobó los costos base de generación para el año 2023 de la ENEE, siendo para el primer trimestre del año 2023 el valor de 141.19 USD/MWh.

Las variaciones y ajustes antes indicados, así como el Costo Base de Generación previsto para el primer trimestre del año 2023 dan como resultado un costo proyectado de compra de generación de energía eléctrica equivalente a un Costo Base de Generación ajustado de 162.18 USD/MWh para este primer trimestre de 2023, el cual es menor un 5.57 % respecto al que sirvió de referencia para establecer las tarifas del trimestre anterior. 

Por otro lado, la CREE mediante el Acuerdo CREE-59-2022 aprobó el monto de USD 2,087,490.0240 para el traslado a la tarifa de los usuarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica como cargo a la demanda los costos regionales que derivan de la aplicación del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central. Otro costo que debe ser incluido dentro de la tarifa del usuario final son los costos relacionados con la administración y operación del mercado mayorista del Sistema Interconectado Nacional previstos para el año 2023, en este sentido la CREE aprobó por un monto de L. 113,393,030.00 los costos de operación del sistema que son cargados a la tarifa según los montos que se proyectan en el presupuesto 2023 de la Asociación Operador del Sistema Eléctrico Nacional. Este monto será financiado con el uso de fondos previamente recaudados por la Asociación Operador del Sistema Eléctrico Nacional mediante tarifa, por lo que este costo de operación del mercado nacional no formará parte de la estructura tarifaria correspondiente al año 2023.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste de la tarifa es el tipo de cambio, para el trimestre de enero a marzo de 2023 se utiliza un tipo de cambio de 24.72 lempiras por dólar, el cual fue determinado al tipo de cambio del día 29 de diciembre de 2022. Con respecto al ajuste anterior el tipo de cambio disminuyó un 0.14 %.

Como consecuencia de las variaciones de los de los factores que afectan el costo de generación, la variación del tipo de cambio y los costos asociados a la operación y regulación del Mercado Eléctrico Regional; da como resultado una reducción global del precio de la tarifa promedio, la cual pasa de 6.06 HNL/kWh para el trimestre anterior a un valor de 5.76 HNL/kWh estimado para este nuevo ajuste, lo que en términos porcentuales significa una disminución del 5.04%.

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 enero de 2023 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	56.92		4.7815
Consumo mayor de 50 kWh/mes	56.92
Primeros 50 kWh/mes			4.7815
Siguientes kWh/mes			6.2219
Servicio General en Baja Tensión	56.92		6.2199
Servicio en Media Tensión	2,472.21	311.3432	4.1849
Servicio en Alta Tensión	6,180.53	268.7772	3.9580

SERVICIO	Cargo Fijo	Precio de la Energía
	HNL/Lámpara-m	HNL/kWh
Alumbrado Público	63.63	4.9164

Nota: Para más información sobre este ajuste ingresar al siguiente enlace: https://bit.ly/creeajustetarifario1Q2023