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 abril de 2023, el CND determinó los costos de generación reales para los meses de diciembre 2022, enero y febrero de 2023.

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 abril 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 132.88 USD/MWh en el mes de diciembre de 2022. De igual forma, el 30 de diciembre de 2022 mediante el Acuerdo CREE-63, esta Comisión aprobó el CBG previsto correspondiente a la ENEE para cada trimestre del año 2023, y de acuerdo con los análisis realizados por el CND el costo medio de generación previsto fue de 141.19 USD/MWh para los meses de enero y febrero de 2023.

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 diferencial a favor de la demanda por un monto de USD 6,877,938.39 el cual debe ser recuperado restándolo al Costo Base de Generación previsto para el segundo trimestre del año 2023.

Por otro lado, conforme con lo establecido en el artículo 51 del Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales y en seguimiento a la solicitud que presentó la ENEE mediante oficio número GG-1617-2022 de fecha 29 de diciembre de 2022, en la cual indicó que con el fin de dar cumplimiento al Acuerdo CREE-036-2022 en complemento al Oficio GG-901-2022 se defiriera en el primer trimestre 2023, el 65% del monto total acumulado (USD 67,100,345.75) y el restante 35% en el segundo trimestre del mismo año. Sobre la base de la solicitud antes indicada, para este ajuste tarifario se incorporará como otros ajustes el monto de USD 23,925,467.03, que contempla el pago del interés trimestral en un valor porcentual de 1.875%.

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 segundo trimestre del año 2023 el valor de 151.68 USD/MWh.

Las variaciones y ajustes antes indicados, así como el Costo Base de Generación previsto para el segundo 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 157.93 USD/MWh para este segundo trimestre de 2023, el cual es menor un 2.62% respecto al que sirvió de referencia para establecer las tarifas del trimestre anterior.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste de la tarifa es el tipo de cambio, para el trimestre de abril a junio de 2023 se utiliza un tipo de cambio de 24.70 lempiras por dólar, el cual fue determinado al tipo de cambio del día 29 de marzo de 2023. Con respecto al ajuste anterior el tipo de cambio disminuyó un 0.07%.

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 reducción global del precio de la tarifa promedio, la cual pasa de 5.7560 HNL/kWh para el trimestre anterior a un valor de 5.6283 HNL/kWh estimado para este nuevo ajuste, lo que en términos porcentuales significa una disminución del 2.22% 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 abril 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	56.89		4.6735
Consumo mayor de 50 kWh/mes	56.89
Primeros 50 kWh/mes			4.6735
Siguientes kWh/mes			6.0814
Servicio General en Baja Tensión	56.89		6.0818
Servicio en Media Tensión	2,470.37	311.1115	4.0663
Servicio en Alta Tensión	6,175.93	268.5771	3.8435

SERVICIO	Cargo Fijo	Precio de la Energía
	HNL/Lámpara-m	HNL/kWh
Alumbrado Público	63.58	4.8005

Nota: Para más información sobre este ajuste ingresar al siguiente enlace: https://bit.ly/creeinformeajustetarifario2Q2023