Acuerdo No. CREE-065 — Modificación del Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales de la ENEE

Considerandos

1. 1.Aprobar la modificación de los artículos 16, 17 y 18 del Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales aprobado mediante Resolución CREE-016 y publicado en el Diario Oficial “La Gaceta” el 20 de abril de 2016, los cuales se leerán como a continuación se indica: “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 de la ENEE previsto para los doce (12) meses del año siguiente. Con la información recibida del ODS, la CREE revisará y aprobará el Costo Base de Generación. 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 en un plazo de cinco (5) días. Una vez recibida dicha información, la CREE dispondrá de diez (10) días hábiles para aprobar el Costo Base de Generación en caso de que proceda. El ODS calculará el Costo Base de Generación (expresado en dólares de los Estados Unidos de América) previsto para los doce (12) meses del año t con base en los resultados de la Planificación Operativa de Largo Plazo disponible a fines de noviembre del año t-1 y de la información de los contratos suscritos, vigentes y en ejecución por la ENEE, de acuerdo con la siguiente fórmula: Artículo 17. El Costo Base de Energía se calculará en cada nivel de tensión y por bloques horarios para su traslado a tarifas. Los costos en cada nivel de tensión, desglosado 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 en cada nivel de tensión v, 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 valora al precio establecido en dichos contratos. Los Contratos Tipo B son aquellos contratos que suscriban la o las Empresas Distribución que resulten de la escisión de la ENEE (ENEE-Distribución) con la o las Empresas de Generación resultantes del mismo proceso (ENEE-Generación). Para los Contratos Tipo B se tomará en cuenta el costo estándar determinado por la CREE para cada una de las tecnologías y en función de la antigüedad de las centrales. 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 Potencia (CBP) se calculará para su traslado a tarifas. Este se compone del costo de las compras previstas de potencia firme en contratos y del costo estimado de los desvíos de potencia firme. El costo previsto de compra de potencia firme en contratos se compone del costo de compra de potencia firme por medio de Contratos Tipo A y Contratos Tipo B. En lo que respecta a los desvíos de potencia firme, el ODS calculará a fines de cada mes e informará a la CREE el costo de los desvíos de potencia firme, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista. Artículo 18. Para cada período de ajuste, el precio de la energía será calculado como la suma de los CBE mensuales previstos correspondientes a dicho período dividido por la energía prevista para ese periodo y el precio de la potencia será calculado como la suma de los CBP mensuales previstos correspondientes a dicho período dividido por la potencia prevista para ese periodo. Los cuatro precios así determinados para la generación por cada nivel de tensión -un precio de potencia y tres precios de energía diferenciados por bloque horario, - serán puntos de partida para la imputación de costos tanto para la energía como para la potencia máxima a la salida de los módulos de red. Estos precios se ajustarán en forma trimestral de acuerdo con el siguiente procedimiento: 1. Al completar la liquidación mensual, el ODS enviará a la CREE el documento de transacciones económicas realizadas en el mes anterior, incluyendo las transacciones de compra y venta de energía y potencia firme. Además, el ODS enviará a la ENEE un documento indicando el costo total real de compra de energía (contratos y oportunidad) y, costo de potencia firme (contratos y desvíos) y 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. 2. La CREE revisará la información recibida y podrá requerir aclaraciones o información adicional. Con base en dicha información la CREE calculará para cada nivel de tensión y bloques horarios correspondientes 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/potencia prevista para los próximos tres meses. 3. 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/potencia prevista para este último período. Estos otros ajustes deberán ser solicitados por el ODS y aprobados por la CREE. 4. 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 solicitados por el ODS. De manera que la CREE realizará el ajuste tarifario de la siguiente forma: 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.”
2. 2.Confirmar en todas y cada una de sus demás partes el Reglamento para el Cálculo de Tarifas Provisionales aprobado por esta Comisión.
3. 3.Instruir a la Secretaría General de la CREE que comunique y remita a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica el presente acuerdo y los documentos que por el mismo se aprueban, a efecto de que la misma aplique tales disposiciones en los análisis tarifarios que le corresponden.
4. 4.Instruir a la Secretaría General para que de conformidad con el artículo 3 Literal F, romano XII de la Ley General de la Industria Eléctrica, proceda a publicar en la página web de la Comisión el presente acto administrativo.
5. 5.Instruir a la Secretaría General y a las unidades administrativas de la CREE para que procedan a publicar el presente acto administrativo en el Diario Oficial “La Gaceta”.
6. 6.Publíquese y Comuníquese. JOSÉ ANTONIO MORÁN MARADIAGA GERARDO ANTONIO SALGADO OCHOA

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