La CREE ha llevado a cabo los análisis con el fin de determinar el ajuste que debe aplicarse a las tarifas provisionales que aplica la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) a sus clientes a partir de la facturación que se haga a partir del mes enero 2020. Los costos que se han considerado se asocian a los costos relacionados únicamente a la generación de electricidad.

Con relación a los precios de los combustibles que se utilizan para la generación de energía eléctrica se indica que en el caso del Búnker 3.0 azufre (HFO 3.0%), éste pasó de un valor medio en el trimestre anterior de 52.21 USD/bbl a un valor de 41.63 USD/bbl para el trimestre que se hace el ajuste. En el caso del Búnker con 2.2% de azufre (HFO 2.2%), éste pasó de un valor medio en el trimestre anterior de 55.00 USD/bbl a un valor medio para el trimestre que se hace el ajuste de 50.44 USD/bbl. Finalmente, para el Diésel su precio medio para el trimestre anterior varió de 184.04 USc/gal a un valor medio para el trimestre que se hace el ajuste de 185.98 USc/gal. La variación porcentual con relación a los precios utilizados en el trimestre anterior alcanzó -20.26% para el HFO 3.0%, -8.29% para el HFO 2.2% y 1.05% para el Diésel.

Por otro lado, el tipo de cambio promedio que se utilizó para el trimestre anterior fue de 24.7027 HNL/USD, y el valor que se ha utilizado para el ajuste para el próximo trimestre alcanza un valor de 24.8075 HNL/USD. La modificación del tipo de cambio representa un aumento relativo de 0.42%.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste que se debe aplicar se refiere a la participación de las diferentes fuentes que se utilizan para satisfacer la demanda eléctrica. En ese sentido es importante mencionar que esta participación resulta de un modelo de optimización del despacho esperado para cada planta, sujeta a las restricciones propias de cada central y del sistema, despacho que busca la minimización de los costos, incluyendo el costo de desabastecimiento, este último que pudiera resultar de un sobre aprovechamiento de las fuentes hidroeléctricas con embalse. Dada las condiciones climatológicas que han prevalecido en el país durante 2019, el nivel del principal embalse del país, El Cajón, no alcanzó la meta originalmente planteada en la planificación operativa anual. Este elemento conlleva que la aportación de dicha central será menor durante 2020 que la alcanzada en 2019, por lo que tal reducción resultará en un mayor déficit para el 2020 y costos adicionales de generación termoeléctrica para compensar tal reducción. Tanto el mayor déficit como la necesidad de generación adicional térmica tiene un impacto en el aumento de los costos de generación y, por lo tanto, en el valor de las tarifas.

Como resultado de las variaciones en las variables que intervienen en la formación del costo analizado, que, por un lado, en el caso de los combustibles muestran valores a la baja, y valores casi neutros para el tipo de cambio, variaciones que impulsan las tarifas a la baja, tenemos por el otro lado la reducción de las aportaciones de las principales centrales hidroeléctricas que se utilizan para el abastecimiento, cuya reducción en las aportaciones tiende a incrementar las tarifas. El resultado de esta variación de variables o factores da como resultado un aumento global del precio de la tarifa, la cual pasa de 4.6939 L/kWh que fuera aplicada en el trimestre anterior a un valor de 4.8308 L/kWh estimado para el siguiente trimestre, lo que en términos porcentuales significa un aumento global del 2.92%. Este aumento global se distribuye de manera diversa en cada uno de los diferentes segmentos tarifarios que aplica la ENEE a sus clientes. Es importante mencionar que el ajuste no toma en consideración ninguno de los subsidios que aplica el estado de Honduras, por lo que algunos usuarios finales percibirán ajustes diferentes a los que apruebe esta Comisión.

La tarifa se divide en cuatro componentes: generación, transmisión, distribución y comercialización, cada uno de ellos representa un costo a cubrir y su suma representa la tarifa. La siguiente figura muestra para cada ajuste la participación de cada componente en la tarifa promedio. Se observa que para este ajuste la componente de generación con 67.92% representa el mayor costo a cubrir en la tarifa promedio, seguida de distribución con 20.42%, luego transmisión con 7.02% y por último comercialización con 4.63%.

La CREE en uso de sus facultades y de conformidad con lo establecido en el  Artículo 3, literal F, romano V, literal I y Artículos 8, 18, 21 y 22 de la Ley General de la Industria Eléctrica, y el Artículo 4 del Reglamento Interno del Directorio de Comisionados de la CREE, por unanimidad de votos de sus Comisionados acuerda aprobar el ajuste a la estructura tarifaria que debe aplicar la ENEE para la facturación a partir del mes de enero de 2020, de conformidad con la siguiente tabla: