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 del 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 (ODS) 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.

El 29 de diciembre de 2020 mediante el Acuerdo CREE-104, esta Comisión aprobó el CBG previsto correspondiente a la ENEE para cada trimestre del año 2021, y de acuerdo con los análisis realizados por el ODS el CBG proyectado para el trimestre de abril a junio de 2021 es de 107.25 USD/MWh.

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 ODS al completar la liquidación mensual debe enviar a la CREE un documento indicando el costo total real de compra de energía (contratos y oportunidad), costo de potencia firme (contratos y desvíos), y el cálculo de la diferencia entre el costo real del mes y el costo previsto para dicho mes. Luego la CREE revisa el documento y con base en esta información la CREE calcula el costo real de generación de cada mes y la diferencia con el costo de generación previsto para ese mes, y la diferencia acumulada para cada trimestre.

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 del mes de abril de 2021.

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 y a la participación de las diferentes fuentes de generación de energía eléctrica que se utilizan para satisfacer la demanda eléctrica.

Con relación a los precios de los combustibles que se utilizan para la generación de energía eléctrica, se tenía previsto para los meses de diciembre de 2020 a febrero de 2021, un precio promedio para el HFO con un contenido de 3.0% de azufre de 37.05 USD/bbl y para el Diésel un precio promedio de 128.27 USc/gl. Sin embargo, una vez transcurridos los meses en mención, el precio promedio real del HFO 3.0% y del Diésel es de 46.25 USD/bbl y 138.96 USc/gl, respectivamente, por lo que dichas diferencias deben verse reflejadas en las liquidaciones de estos meses.

Con respecto a la participación de las diferentes fuentes de generación que se utilizan para satisfacer la demanda energía eléctrica, se observa en la figura siguiente que de acuerdo a las estimaciones realizadas en el mes de octubre de 2020 por el ODS y a la Planificación Operativa de Largo Plazo que presentó dicho operador en el mes de noviembre del 2020, la generación total prevista para los meses en mención fue de 2,240.726.20 GWh. Sin embargo, la generación total real es de 2,175,410.30 GWh, lo que significa en términos relativos una disminución del 2.91%. Es importante mencionar que debido a las condiciones de lluvia que propiciaron los huracanes ETA e IOTA, la generación hidroeléctrica presenta un aumento de 46.05% respecto a lo previsto y representa un 46.84% de la generación total, asimismo es importante resaltar que, de esa generación total, la generación de ENEE representa un 32.80%.

Como resultado de las variaciones de los factores antes expuestos que afectan el costo de generación, y producto del ajuste por la diferencia entre costos reales y proyectados de compra de energía, se genera un excedente de USD 1,253,538.05, el cual debe ser devuelto a los Usuarios por medio de un ajuste a los ingresos requeridos para la compra de energía que realiza la ENEE para el trimestre de abril a junio de 2021, lo que resulta en un costo proyectado de compra de energía equivalente a un Costo Base de Generación de 106.74 USD/MWh para este trimestre.

Otro de los factores que se analizan para determinar el ajuste de la tarifa es el tipo de cambio, para este segundo trimestre se utiliza un tipo de cambio de 24.20 lempiras por dólar, el cual fue determinado al tipo de cambio del día 30 de marzo del 2021. Con respecto al ajuste anterior este disminuye un 0.29%.

Por otro lado, mediante la Resolución CREE 13-2021, esta Comisión aprobó el presupuesto del ODS para el año 2021, y a su vez se determinó que la recuperación del monto del presupuesto aprobado será efectuada mediante un cargo mensual de L 16,027,404.80, que deberá ser trasladado a los Usuarios del Sistema Interconectado Nacional mediante un cargo que debe incluirse en las tarifas, de conformidad con lo que manda el Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica.

Como resultado de las variaciones referidas anteriormente en relación al ajuste por la diferencia entre costos reales y proyectados de compra de energía, el tipo de cambio utilizado como referencia y la aplicación del cargo para remunerar los costos de operación del sistema, se aplica una reducción de 1.77% a la tarifa promedio de los usuarios de la ENEE, la cual pasa de 4.16 L/kWh aplicada el trimestre anterior a un valor de 4.08 L/kWh estimado para este trimestre, dicha disminución se distribuye de forma diferente para cada categoría tarifaria.

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 promedio. 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 64.52% representa el mayor costo a cubrir en la tarifa promedio, seguida de distribución con 22.26%, luego transmisión con 7.83% y por último comercialización con 5.40%. Es importante mencionar que dentro del costo de transmisión están implícitos los cargos del ODS y del Mercado MER, la suma de estos cargos representa 0.7% de la tarifa promedio.

Cabe resaltar que en fecha 29 de marzo de 2021 las unidades técnicas y legales de la CREE emitieron un dictamen en el cual se recomendó reconocer para cada ajuste tarifario el cargo fijo para cada categoría de usuario conforme a lo establecido en el Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales, en el sentido de reconocer el tipo cambio actual del lempira respecto al dólar de los Estados Unidos de América, por lo que a partir del mes de abril de 2021, la ENEE debe incorporar  en su facturación dicho reconocimiento.

La CREE en uso de sus facultades y de conformidad con lo establecido en los Artículos 1, 3 primer párrafo, literal F romano V, I, 8, 21 literal A, 22 y demás aplicables de la Ley General de la Industria Eléctrica, 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 el ajuste a la estructura tarifaria que debe aplicar la ENEE para la facturación a partir del mes de abril de 2021, de conformidad con la tabla siguiente:

Con el objetivo de comparar el impacto que tendrá el ajuste de la tarifa en las diferentes categorías de Usuarios, se presenta una comparación entre las tarifas promedios vigentes y las anteriores: