La Gaceta

Comisión Reguladora de Energía Eléctrica. Tegucigalpa, municipio de Distrito Central, a los diecinueve días de agosto de dos mil veinticuatro. Resultando: 1. Que la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) tiene por objeto, entre otros, regular las actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad en el territorio de la República de Honduras. 2. Que, mediante la Resolución CREE-016 de fecha 20 de abril de 2016 se aprobó el Reglamento para el Cálculo Tarifas Provisionales (RTP), el cual contiene las instrucciones para que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), calcule tarifas provisionales del servicio eléctrico. 3. Que, mediante Acuerdo CREE-38-2024 de fecha 24 de mayo de 2024 la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) aprobó el inicio de la Consulta Pública CREE-CP-03-2024 denominada "Modificaciones a los artículos 16,17 y 18 del Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales". 4. Que con el fin de expedir la "Modificaciones a los artículos 16,17 y 18 del Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales", la Comisión Reguladora de Energía (CREE) llevó a cabo el proceso de consulta pública número CREE-03-2024, el cual inició el 27 de mayo a las 12:00 m.d y finalizó el 10 de junio de 2024. Como resultado de dicha consulta pública se recibieron seis (6) comentarios realizados por diferentes participantes (personas naturales y jurídicas). 5. Que la Dirección de Regulación y la Dirección de Asesoría Jurídica emitieron el Informe de Resultados de la consulta pública CREE-CP-03-2024 mediante el cual se contestó los comentarios realizados por los participantes durante la consulta pública y se emitieron las recomendaciones del caso. Considerandos: Que la Ley General de la Industria Eléctrica fue aprobada mediante Decreto No. 404-2013, publicado en el Diario Oficial "La Gaceta" el 20 de mayo de 2014 y reformada mediante Decretos Legislativos números 61-2020 publicado en el Diario Oficial el 05 de junio del año 2020, 02-2022 publicado en el Diario Oficial el 11 de febrero del año 2022, 46-2022 publicado en el Diario Oficial el 16 de mayo del año 2022 y 27-2023 publicado en el Diario Oficial el 6 de junio del año 2023; esta tiene por objeto, regular las actividades de Generación, Transmisión y Distribución de electricidad en el territorio de la República de Honduras, entre otros. Que, de acuerdo con lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) cuenta con independencia funcional, presupuestaria y facultades administrativas suficientes para el cumplimiento de sus objetivos. Que, de conformidad con la Ley General de la Industria Eléctrica, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica tiene dentro de sus funciones la de expedir las regulaciones y reglamentos necesarios para la mejor aplicación de esta Ley y el adecuado funcionamiento del subsector eléctrico. Que, la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) define a los Costos Base de Generación (CBG) de los contratos de compra de potencia y energía suscritos por la Empresa Distribuidora, así como los costos proyectados de la energía en el mercado eléctrico de oportunidad, los cuales deben contener componentes de potencia y energía diferenciados por bloque horario. Que conforme con lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) aquellos contratos de compra de potencia y energía que la distribuidora haya suscrito mediante licitación pública, los costos se determinarán con base a los precios del contrato y para los contratos que hayan resultado de otros procedimientos de selección, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) determinará costo estándar en función de la tecnología y de la antigüedad de la central o centrales de que se trate. Que, el mismo cuerpo legal supra mencionado, instruye al Operador del Sistema (ODS) a calcular y enviar a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) el Costo Base de Generación (CBG) previsto para el año siguiente, aplicando la metodología que establece el reglamento. Asimismo, la Ley establece que, con el objetivo de reflejar los costos reales de generación a lo largo del tiempo, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ajusta el Costo Base de Generación (CBG) trimestralmente. Que, la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) define a los Costos Base de Generación (CBG) de los contratos de compra de potencia y energía suscritos por la Empresa Distribuidora, así como los costos proyectados de la energía en el mercado eléctrico de oportunidad, los cuales deben contener componentes de potencia y energía diferenciados por bloque horario. Que conforme con lo establecido en la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE) aquellos contratos de compra de potencia y energía que la distribuidora haya suscrito mediante licitación pública, los costos se determinarán con base a los precios del contrato y para los contratos que hayan resultado de otros procedimientos de selección, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) determinará costo estándar en función de la tecnología y de la antigüedad de la central o centrales de que se trate. Que, el mismo cuerpo legal supra mencionado, instruye al Operador del Sistema (ODS) a calcular y enviar a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) el Costo Base de Generación (CBG) previsto para el año siguiente, aplicando la metodología que establece el reglamento. Asimismo, la Ley establece que, con el objetivo de reflejar los costos reales de generación a lo largo del tiempo, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) ajusta el Costo Base de Generación (CBG) trimestralmente. Que de conformidad con el Reglamento para el Cálculo de Tarifa Provisionales (RTP), contiene las instrucciones para que la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) calcule tarifas provisionales del servicio público. Que de conformidad con el Procedimiento para Consulta Pública aprobado por la CREE, se establece un mecanismo estructurado, no vinculante, para la elaboración participativa de las reglamentaciones y sus modificaciones o de otros asuntos de la importancia que la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica considere lo amerite, observando los principios del debido proceso así como los de transparencia, imparcialidad, previsibilidad, participación, impulso de oficio, economía procesal y publicidad que garanticen una participación efectiva y eficaz en el Mercado Eléctrico Nacional. Que de acuerdo al Procedimiento para Consulta Pública, la CREE convocará e iniciará la consulta pública, cuando la CREE considere que el asunto es de tal importancia para el buen funcionamiento del mercado eléctrico. Que de conformidad con el Procedimiento para Consulta Pública la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica publicará en su sitio web el Informe de Resultados una vez que sea aprobado por el Directorio de Comisionados, dando por finalizado el proceso. Que de conformidad con el Procedimiento para Consulta Pública la Comisión Reguladora de energía eléctrica debe de comunicar el Informe de Resultados a los participantes que hayan suministrado correo electrónico de contacto en la consulta pública. Que en la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-50-2024 del 19 de agosto de 2024, el Directorio de Comisionados acordó emitir el presente Acuerdo. Por tanto La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) en uso de sus facultades y de conformidad con lo establecido en los artículos 1 y 3, literal D, numeral III, 9, 21 y demás aplicables de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE); 16,17,18 y demás aplicables del Reglamento Provisional de Cálculo de Tarifas artículo 4 y demás aplicables del Reglamento Interno de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) artículo 10 y demás aplicables del Procedimiento de Consulta Pública, por unanimidad de votos de los Comisionados presentes. Acuerda PRIMERO: Aprobar "Informe de Resultados Consulta Pública CREE-CP-03-2024 Modificaciones a los artículos 16,17, y 18 del Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales." emitido por las Direcciones de Regulación y Asesoría Jurídica de esta Comisión Reguladora. SEGUNDO: Modificar el Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales contenido en la Resolución CREE-016 publicada en el Diario Oficial "La Gaceta" en fecha 20 de abril de 2016 y modificado mediante los Acuerdos números CREE-065; CREE-36-2023 y CREE-2023 de fechas 27 de junio de 2020, 28 de junio de 2022 y 29 de junio de 2023 respectivamente. En virtud de lo anterior, de ahora en adelante los artículos 16, 17 y 18 deberán de leerse de la siguiente manera: "Artículo 16. El Operador del Sistema (ODS) calculará y propondrá a la CREE a finales del mes de noviembre de cada año el Costo Base de Generación (CBG) de la ENEE previsto para el año siguiente. Con la información recibida del ODS, la CREE revisará y aprobará el CBG. La CREE podrá solicitar al ODS las aclaraciones o cambios que considere necesarios, y el ODS deberá, según corresponda, responder y hacer los ajustes pertinentes conforme al plazo fijado por la CREE al amparo del artículo 20 de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE). Una vez recibida dicha información y que esta cumpla con los requerimientos establecidos, la CREE dispondrá de diez (10) días hábiles para aprobar el CBG en caso de que proceda. Dentro de los siguientes tres (03) días hábiles luego de la aprobación del Costo Base de Generación, el ODS deberá cargar en su página web el CBG previsto para la ENEE y comunicar a la CREE que este fue incluido como un anexo en la Planificación Operativa de Largo Plazo, tal y como lo establece la Norma Técnica de Programación de la Operación. El ODS calculará el Costo Base de Generación (expresado en dólares de los Estados Unidos de América) previsto para el año siguiente con base en los resultados de la Planificación Operativa de Largo Plazo disponible a fines de noviembre del año en curso y de la información de los contratos suscritos, vigentes y en ejecución por la ENEE, de acuerdo con la siguiente fórmula: CBG_h = CBE_h + CBP_h Donde: CBG_h es el Costo Base de Generación previsto por bloque horario h. CBE_h es el Costo Base de Energía previsto por bloque horario h. CBP_h es el Costo Base de Potencia previsto por bloque horario h. h es cada uno de los tres bloques horarios de energía. Artículo 17. El Costo Base de Energía se calculará por bloques horarios para su trasladado a tarifas. Los costos desglosados por bloques horarios de energía se calcularán con base en la generación prevista y los costos marginales resultantes del modelo de optimización para la Planificación Operativa de Largo Plazo calculado por el Operador del Sistema de acuerdo con lo que establece el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista, y de los precios de los contratos registrados, de acuerdo con lo que se establece en este Reglamento. El Costo Base de Energía se compone del costo total de las compras previstas de energía en contratos y de las compras previstas de energía en el mercado de oportunidad. El costo previsto de energía en los contratos transferibles a tarifas por bloque horario h se compone del costo de Contratos Tipo A (CTA) y del costo de Contratos Tipo B (CTB). Los Contratos Tipo A son aquellos contratos existentes previo a la entrada en vigor de la LGIE, y los contratos licitados en las condiciones establecidas por la misma. Para los Contratos Tipo A, el costo de compra de la energía prevista se valorá al precio establecido en dichos contratos. La energía prevista a ser comprada por medio de los CTA debe ser valorada, en los casos que aplique, utilizando el precio promedio mensual del combustible correspondiente al mes inmediatamente anterior. Los Contratos Tipo B son aquellos contratos que suscribe la ENEE que resulten de otros procesos de selección distintos a una licitación pública internacional o nacional. Por lo tanto, para dichos contratos se tomará en cuenta la costo estándar determinado por la CREE para cada una de las tecnologías y en función de la antigüedad de las centrales, conforme con lo establecido en el artículo 21 literal A de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE). Por otro lado, el costo de energía previsto en el mercado de oportunidad se compone de la energía que surge de la diferencia entre la demanda total prevista para los usuarios de la ENEE y la energía total prevista en los contratos de la misma, y del costo marginal horario. El Costo Base de Energía se determina mediante la siguiente ecuación: CBE_h = ∑(m=1 a 12) ∑(j=1 a n) (EPCTA_j,m,h + PECTA_j,m,h) + ∑(m=1 a 12) ∑(j=1 a k) (EPCTB_j,m,h + PECTB_j,m,h) + ∑(m=1 a 12) CEMEO_h,m Donde: CBE_h es el Costo Base de Energía previsto para el año y por bloque horario h, expresado en USD. EPCTA_j,m,h es la cantidad de energía prevista para el CTA_j para el mes m y bloque horario h, expresada en MWh. PECTA_j,m,h es el precio de la energía prevista en el CTA_j para el mes m (ajustado para dicho mes de acuerdo con la fórmula de indexación que establece el contrato) y bloque horario h, expresado en USD/MWh. EPCTB_j,m,h es la energía prevista en el CTB_j para el mes m y bloque horario h, expresado en MWh. PECTB_j,m,h es el costo estándar por tecnología determinado por la CREE para la central j en el mes m y bloque horario h, expresado en USD/MWh. CEMEO_h,m es el costo total para cada bloque horario h de compras de energía en el mercado de oportunidad en el mes m, expresado en USD, donde el costo por bloque horario es la suma del producto entre el costo marginal horario previsto y las compras previstas de energía en esa misma hora para el bloque horario correspondiente (punta, intermedio y valle). n es el número de Contratos Tipo A. k es el número de Contratos Tipo B. El Costo Base de Potencia (CBP) se calculará para su trasladado a tarifas. Este se compone del costo de las compras previstas de potencia en contratos y del costo estimado de los desvíos de potencia firme. El costo previsto de compra de potencia en contratos se compone del costo de compra de potencia por medio de Contratos Tipo A y Contratos Tipo B. En lo que respecta a los desvíos de potencia firme, el ODS calculará e informará a la CREE los costos de los desvíos de potencia firme de acuerdo con lo establecido en la normativa vigente y aplicable. El Costo Base de Potencia se determina mediante la siguiente ecuación: CBP = ∑(m=1 a 12) ∑(j=1 a n) (QPCTA_j,m + PPPCTA_j,m) + ∑(m=1 a 12) ∑(j=1 a k) (QPCTB_j,m + PR_m) + ∑(m=1) (DPF_m + PRF_m) Donde: CBP es el Costo Base de Potencia previsto para el año, expresado en USD. QPCTA_j,m es la cantidad prevista de compra de potencia para el CTA_j durante el mes m, expresada en MW. PPPCTA_j,m es el precio previsto de la potencia para el CTA_j durante el mes m, ajustado para dicho mes de acuerdo con la fórmula de indexación que establece el contrato. Este precio es expresado en USD/MW. QPCTB_j,m es la cantidad prevista de compra de potencia firme en CTB_j durante el mes m, expresada en MW. PR_m es el precio de la potencia determinado por la CREE para la central j en el mes m, expresado en USD/MW. DPF_m es el desvío de potencia firme para el mes m, expresado en kW. PRF_m es el precio de referencia de la potencia establecido en la LGIE para el mes m, expresado en USD/kW-mes. n es el número de Contratos Tipo A. k es el número de Contratos Tipo B. Para determinar CBP_h se multiplicará el CBP por el factor carga de cada bloque horario el cual se define de la siguiente manera: FC_h = PME_h / PMAX Donde: FC_h es el factor de carga estimado para el bloque horario h. PME_h es la potencia promedio para las horas del bloque h. PMAX es la potencia máxima estimada del sistema. Artículo 18. Para cada período de ajuste p, el precio de generación previsto [USD/MWh] corresponde al CBG previsto aprobado para el año dividido por la energía prevista para ese año. El precio de generación previsto se ajustará en forma trimestral de acuerdo con el siguiente procedimiento: 1. Cada período de ajuste p contempla tres meses y entrará en vigencia el primer día de cada trimestre del año. Cada período considerará los costos reales del último mes del período de ajuste p-2 y los costos de los dos primeros meses correspondientes al ajuste tarifario del período p-1. 2. Al completar la liquidación mensual y a más tardar el quince (15) de cada mes, el ODS enviará a la ENEE con copia a la CREE el documento de costos de generación realizadas en el mes anterior, incluyendo las transacciones de compra y venta de energía y potencia correspondientes a la ENEE. La ENEE revisará la información recibida y comparará los datos de la liquidación mensual realizada por el ODS con su facturación mensual. En caso de encontrar discrepancias con su facturación o que se deben incluir "otros cargos" en la liquidación de algunas de las centrales, la ENEE dentro del plazo máximo de tres (03) días hábiles posteriores a recibir el documento de costos de generación enviará al ODS con copia a la CREE las observaciones y/o correcciones correspondientes acompañado de los sustentos para cada caso para cada caso, informado oportunamente los valores facturados por las empresas generadoras y aceptados por parte de la ENEE. Para tales efectos la ENEE deberá de remitir las facturas aceptadas. En caso de que la ENEE no haya recibido factura por parte de la empresa generadora o se encuentre en proceso de conciliación deberá informar al CND. Las observaciones mencionadas en el presente numeral corresponden únicamente para los costos correspondientes al Mercado de Contratos. Lo anterior dado que las observaciones asociadas al Mercado Eléctrico de Oportunidad (MEO) deberán realizarse conforme con el procedimiento establecido en la norma correspondiente a las liquidaciones del MEO. El ODS tendrá un plazo máximo de tres (03) días hábiles para subsanar las discrepancias encontradas por la ENEE y presentar el documento final de costos de generación con copia a la CREE. En caso de que la ENEE informe al CND que se encuentra en proceso de conciliación de alguna factura o que la empresa generadora no presentará la factura correspondiente, el CND remitirá el documento final de costos de generación con los valores determinados por ellos mismos. La ENEE dentro del plazo de 3 días hábiles, contados a partir de haber conciliado o aceptado las facturas, deberá de remitir las mismas a nivel CND, este realizará los ajustes correspondientes e informará a la CREE las modificaciones realizadas, así como la justificación indicada por la ENEE. Durante el proceso descrito en el presente numeral, la CREE podrá solicitar modificaciones o información adicional al CND y a la ENEE. 3. Una vez que el ODS de respuestas a los comentarios u observaciones recibidos por la ENEE, a más tardar el veinticinco (25) de cada mes, enviará a la CREE el documento final de costos de generación realizadas en el mes anterior, incluyendo lo siguiente: las transacciones de compra y venta de energía y potencia. Asimismo, el ODS deberá enviar la respuesta realizada a la ENEE con respecto a las comentarios y observaciones realizadas. Adicionalmente, el ODS enviará a la ENEE el documento final indicando el costo total real de compra de energía (contratos y oportunidad) y, costo de potencia firme (contratos y desvíos) y la ENEE calculará la diferencia entre el costo real del mes y el costo total de generación que fue autorizado para trasladar a tarifas de la ENEE en ese mismo mes. 4. La CREE revisará la información recibida y podrá requerir aclaraciones o información adicional. Con base en dicha información la CREE calculará para cada bloque horario correspondiente lo siguiente: el costo real de la generación de cada mes, la diferencia acumulada y con esto, el precio de generación para el período de ajuste p. La comparación del costo real de generación con el costo previsto dará como resultado una diferencia para cada mes, cuya suma algebraica dará como resultado una diferencia acumulada para el período de ajuste correspondiente, la cual será dividida por la demanda de energía prevista para los próximos tres meses. 5. Si posteriormente a la fijación del ajuste trimestral p-1 se determina que se incluyeron cargos a favor o en contra de la ENEE que debieron ser aplicados en el ajuste p-1, dichos cargos deberán ser incluidos como otros ajustes en el período de ajuste p, los cuales deben ser divididos por la demanda de energía prevista para este último período. Estos otros ajustes serán los siguientes: a) los solicitados por el ODS y aprobados por la CREE, b) los identificados por la CREE al ejercer su potestad de supervisión y fiscalización y c) aquellos que resulten de los montos diferidos por la ENEE y aprobados por esta Comisión. 6. La CREE realizará la suma algebraica entre el precio de generación previsto para el período p, la diferencia acumulada descrita en el inciso 2 -y -si aplica- otros ajustes. De manera que la CREE realizará el ajuste tarifario de la siguiente forma: P_p = PP_p + (CGR_p-1 - CGP_p-1 + OA_p) / EP_p Donde: P_p es el precio de generación para el período de ajuste p, expresado en USD/MWh. PP_p es el precio de generación previsto para el período de ajuste p, expresado en USD/MWh. CGR_p-1 es el costo de generación real para el período de ajuste p-1, expresado en USD. CGP_p-1 es el costo de generación previsto para el período de ajuste p-1, expresado en USD. EP_p es la energía prevista para el período de ajuste p, expresada en MWh. OA_p Otros ajustes para el período de ajuste p. Estos ajustes serán expresados en USD. El P_p se incorporará dentro del modelo tarifario con el objetivo que este sirva de insumo para determinar los costos de generación que contiene dicho modelo. Para cada ajuste trimestral, el cálculo tarifario y CBG se presentarán en dólares de los Estados Unidos de América y se expresarán en Lempiras al tipo de cambio del día anterior a la fecha de aprobación". TERCERO: Confirmar en todas y cada una de sus partes no modificadas el Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales y sus reformas. CUARTO: Instruir a la Secretaría General de esta Comisión Reguladora para que: I. Comunique el Informe de Resultados a los participantes de la consulta pública que hayan suministrado su correo electrónico, de conformidad con lo establecido en el artículo 10 del Procedimiento de Consulta Pública. II. Proceda con la publicación del presente acuerdo en el Diario Oficial "La Gaceta" en conjunto con las unidades administrativas. III. Publique en la página web de la Comisión el presente acto administrativo, de conformidad con el artículo 3 Literal D, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE), proceda a publicar en la página web de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) el presente acto administrativo. QUINTO: Las presentes modificaciones al Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales serán aplicables hasta: a. Los artículos 16 y 17 a partir del inicio de los cálculos de los costos base de generación de la empresa distribuidora correspondientes al año 2025. b. El artículo 18 a partir del mes de octubre. Lo anterior con el fin de dar un período transitorio para su aplicación. COMUNÍQUESE Y PUBLÍQUESE. RAFAEL VIRGILIO PADILLA PAZ WILFREDO CÉSAR FLORES CASTRO LEONARDO ENRIQUE DERAS VASQUEZ