El presidente Gustavo Petro recientemente arremetió contra la “opción tarifaria”, un mecanismo que permitió en la pandemia de covid-19 que se congelaran las tarifas eléctricas para que no hubiera afectaciones por el alza de precios, después de que la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía (Asocodis) alertó en una carta que la medida les representaba una pérdida de 4,9 billones de pesos que esperaban recuperar con cobros diferidos.

Petro acusó a su antecesor, Iván Duque, de haber creado esta medida y de haber dejado una deuda superior a los 5 billones. “[Él] Decidió unas tarifas de energía eléctrica más bajas de lo que debería cobrar normalmente en los tiempos del covid; pero lo hizo no con cargo a las utilidades del sector eléctrico sino como una deuda de los usuarios que se acumuló y que deben pagar ahora”, afirmó en X.

“Como las tarifas de energía eléctrica son una especie de cascada, las generadoras recibieron de las comercializadoras de energía la totalidad de la tarifa y la deuda de los usuarios quedó con las comercializadoras que cobraron barato y compraron caro”, señaló el mandatario.

Concluyó que las empresas eléctricas, “en su mayoría públicas”, ahora esperan que el Gobierno “suba las tarifas por encima de lo que debería cobrarse a los usuarios normalmente, pero en tiempos del fenómeno del niño” (sic), cuando se espera menos lluvia y un impacto en los embalses, la principal fuente de generación eléctrica.

Este pronunciamiento fue rechazado por el exministro Minas y Energía de Duque, Diego Mesa, quien sostuvo que la medida fue creada por la Ley 143 de 1994 y que su aplicación en pandemia por las comercializadoras fue voluntaria. Aseguró, además, que al final del periodo presidencial se pagó la totalidad de las deudas por concepto de subsidios causados en 2020 y 2021 por un valor de 8,4 billones de pesos.

En contraste, el actual jefe de esa cartera, Andrés Camacho, afirmó que la norma referida “en ninguna parte establece la opción tarifaria a la que se hace mención” y que fue Duque quien obligó a las comercializadoras a ponerla en práctica. Aclaró que la administración anterior pagó los subsidios de electricidad, pero dejó una deuda con el mecanismo tarifario.

Debido al interés que ha generado este tema, por el que el trino del presidente Petro incluso recibió más de 800.000 visualizaciones, y también por la solicitud de varios usuarios (1, 2), en Colombiacheck elaboramos este explicador para contar de qué trata la opción tarifaria, de cuándo data, por qué las comercializadoras de energía eléctrica la critican, cuál es su impacto para los usuarios y más puntos relacionados.

¿Qué es la opción tarifaria?

La opción tarifaria es un mecanismo que ayuda a aliviar a los usuarios de los incrementos abruptos en la tarifa de electricidad mediante la acumulación de saldos que son pagados posteriormente por el mismo usuario a lo largo de un mayor periodo de tiempo. Esta medida se aplicó principalmente durante la pandemia para reducir el impacto de los aumentos en las familias colombianas, principalmente de estratos 1 y 2.

El director del Programa de Ingeniería en Energía de la Universidad Autónoma de Bucaramanga (UNAB), César Acevedo, reiteró que la medida busca reducir el impacto hacia los usuarios de los incrementos en la tarifa de energía, mediante su congelación y la acumulación de saldos que son pagados posteriormente. “Infortunadamente, el incremento en los precios de energía y la continuidad en cuanto al sostenimiento de la opción tarifaria, ocasionó un déficit en las empresas comercializadoras de energía muy difícil de recuperar”, recordó. 

Por ejemplo, la prestadora del servicio en Bogotá y Cundinamarca, que es la multinacional italiana Enel, y la Electrificadora de Santander (Essa), filial del Grupo EPM, bajo el control público de Medellín, les explican a sus usuarios que la opción tarifaria que busca la manera de que no suba tanto la factura de la luz y así evitar incrementos en la tarifa.

¿Duque creó este mecanismo o ya existía?

La opción tarifaria es una medida que se contempla desde 1994 en las leyes 142 y 143, vinculadas con el régimen de prestación de servicios públicos domiciliarios y el régimen de funcionamiento del servicio eléctrico en el país. En el Artículo 90 de la primera se establece lo siguiente:

“Las comisiones de regulación siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas. Cualquier usuario podrá exigir la aplicación de una de estas opciones, si asume los costos de los equipos de medición necesarios” (negrilla añadida por Colombiacheck).

La ley 143, por otra parte, indica en su Artículo 146 que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) “podrá diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias”.

Como antecedentes de su implantación, está la resolución de la CREG 168 de 2008, bajo el gobierno de Álvaro Uribe, cuyo objeto expreso era “ofrecer una opción tarifaria que podrán aplicar los Comercializadores Minoristas en el Sistema Interconectado Nacional para calcular la tarifa del servicio público de electricidad a los usuarios finales regulados”.

También se encuentran las resoluciones expedidas por la misma comisión, número 057 de 2014, con Juan Manuel Santos, en la que se define un nuevo plazo de cinco años para aplicar la opción tarifaria, y 012 de 2020, que se expidió durante el gobierno de Iván Duque para definir los costos máximos de prestación del servicio que podrán ser trasladados a los usuarios regulados del servicio público.

La “opción tarifaria” en el periodo de Duque

Durante el mandato de Duque, el ministerio de Minas y Energía en 2020 emitió el decreto 517 que instaba a la Comisión Reguladora de Energía y Gas (CREG) a disponer de forma transitoria y extraordinaria de esquemas especiales para diferir el pago de las facturas de electricidad por la pandemia de covid-19.

Con el decreto 798, el presidente autorizó, además, que los pagos de energía eléctrica y gas combustible se pudieran diferir hasta por 36 meses a usuarios residenciales de estratos 1 y 2, en lo relacionado al costo del consumo básico o de subsistencia que no estuviese subsidiado.

Por su parte, la CREG publicó las resoluciones 012, 058 y 152 de 2020, que permitieron a las comercializadoras de energía darles la oportunidad del pago diferido sin intereses de las facturas de abril, mayo, junio y hasta julio a las familias de estratos 1 y 2 con un plazo de 36 meses y a las de estratos 3 y 4 con un plazo de 24 meses. Entre las empresas que acogieron esta medida estuvieron las ya citadas Enel y Essa, así como la Empresa de Energía de Casanare, Enerca.

No obstante, con la resolución de la CREG 012 de 2020, varias comercializadoras de electricidad han tenido que mantener la opción tarifaria como una alternativa de pago para las aplicaciones iniciadas con posterioridad al 1 de enero de 2022.

“En la resolución (...) se prevé que el usuario pueda escoger entre acogerse a una opción tarifaria o no, para aquellas aplicaciones que se inicien con posterioridad al 1º de enero de 2022. En todas las opciones tarifarias iniciadas con anterioridad a dicha fecha, en caso de que un prestador del servicio decida iniciar una opción tarifaria, dicha aplicación es obligatoria para todos sus usuarios”, sostiene un concepto emitido por la misma CREG.

El profesor Acevedo de la UNAB explicó que la medida fue aplicada indistintamente por las comercializadoras de energía, mientras el usuario no manifestara que no se quería acoger a ella. 

Esto ha provocado que las empresas trasladen a los usuarios un costo unitario de la energía, el valor de un kilovatio (kW) que resulta de agregar los costos de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, menor al que se calculaba con la resolución CREG 119 de 2007, en donde se contempla la fórmula tarifaria general que usaban a los comercializadores para establecer los costos de la prestación del servicio.

Así también lo aclaró Asocodis en la misiva que le dirigió al gobierno Petro:

“Actualmente, la mayoría de las empresas afiliadas en ASOCODIS se encuentran aplicando la opción tarifaria establecida en la Resolución CREG 012 de 2020, lo cual, sumado a las medidas del pacto tarifario, ha representado una situación de acumulación de saldos debido a la diferencia entre el CU119/07 [costo unitario con la resolución de 2007] y el CUOpcionTarifaria [costo unitario con la opción tarifaria] que es el que finalmente se traslada al usuario”.

El costo unitario de prestación del servicio, la base de este asunto

La aplicación de esta opción tarifaria se suma a las medidas del pacto tarifario que puso en marcha el gobierno Petro desde septiembre del 2022, con el objetivo de solucionar problemas de incrementos en las tarifas de energía.

Este pacto tuvo dos medidas centrales. En el corto plazo, usar el indicador más favorable entre los que actualmente impactan el costo de las tarifas de energía, como el Índice de Precios al Consumidor (IPC) o el Índice de Precios del Productor (IPP). Y a mediano plazo, construir un indicador específico para el sector eléctrico que permita lograr la justicia tarifaria en el país. El primero se dio, el segundo sigue en construcción.

Hay que tener en cuenta que, de acuerdo con la CREG, en el Sistema Interconectado Nacional, el costo unitario de prestación del servicio (CU) es un costo económico y eficiente que resulta de agregar los costos de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, definido por la Resolución CREG 119 de 2007 mediante una fórmula matemática. Es decir, es el valor final que paga cada usuario en su factura por lo que consumió en un mes.

En otras palabras, “es la suma de todos los componentes que conforman el precio a los usuarios, la generación, el transporte o transmisión, la distribución, la comercialización y las pérdidas de energía. Sobre el Cu se calculan los subsidios a los estratos 1, 2 y 3 y las contribuciones de los estratos 5 y el sector comercial”, explicó Julio César Vera, presidente de la Fundación Xua Energy, un tanque de pensamiento del sector energético.

Esta imagen es de una publicación de la CREG para explicar dicho costo unitario, publicada por el diario económico La República.

Las deudas que acumulan las empresas comercializadoras de energía

Por eso, la carta de Asocodis precisó que, si bien la opción tarifaria ha diferido el impacto del costo unitario real a los usuarios, las empresas distribuidoras y comercializadores presentan una compleja situación de liquidez. Esto se debe sobre todo a los saldos no recuperados por la aplicación de la opción tarifaria, que serían 4,9 billones de pesos. La cifra, según la comunicación, fue calculada con base en una muestra de empresas del gremio y con corte al 31 de julio de 2023.

También se presentan otras deudas que agravan el flujo de caja y la liquidez de las empresas comercializadoras agremiadas. Por ejemplo, en deudas por cobrar producto de la aplicación de los mecanismos de alivio otorgados a los usuarios por la pandemia, con base en el Decreto 517 de 2020 y concretado en la Resolución CREG 058 de 2020, hay un saldo pendiente de 236.000 millones, con corte al 31 de mayo de 2023.

Asimismo, hay una deuda de usuarios constitucionalmente protegidos, clientes oficiales y alumbrado público que asciende a los 911.000 millones, con corte a 31 de junio de 2023. Según Asocodis, estas deudas vienen de los dos gobiernos anteriores (Duque y Santos) y se suman con el actual.

Los usuarios protegidos por la Constitución son un grupo de sujetos de especial protección constitucional integrado por menores de edad, por individuos de la tercera edad y por personas discapacitadas. La Superintendencia de Servicios Públicos, en su concepto 596 de 2022, aclaró que los prestadores de servicios públicos domiciliarios deben abstenerse de suspender el suministro a estos usuarios, a pesar de que estos no hayan pagado la factura.

En cuanto a los clientes oficiales, estos se refieren a instituciones como acueductos, hospitales y puestos de salud, centros educativos, centros asistenciales y centros penitenciarios, entre otros. Mientras que las deudas del alumbrado público, según Asocodis, corresponden a lo que usuarios finales no han pagado por concepto del impuesto que se cobra con este fin en la factura de la energía.

También hay una deuda por concepto de subsidios del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingreso (FSSRI) por el orden de los 1,19 billones de pesos con corte a 31 de julio de 2023. Este es una bolsa de orden departamental, municipal o distrital, que constituyen los concejos municipales y distritales y las asambleas para subsidiar a usuarios de servicios públicos, en especial los estratos más bajos.

Además, la situación es muy crítica, según Asocodis, porque en 2023, a pesar de la adición presupuestal de la Ley 2299 de 2023, aún existen recursos sin apropiar cercanos a los 1,2 billones.

“La suma de los valores anteriores es cercana en la actualidad a 7,2 billones de pesos que equivale a algo más de 2,4 años del ingreso regulado de comercialización de todas las empresas de Asocodis, lo cual hace inviable la actividad de comercialización en el país”, advierte el gremio en dicha carta. 

Otra advertencia sobre dicha deuda es que podría aumentar, según Asocodis, por el comportamiento reciente de los precios de bolsa, más aún por el fenómeno de El Niño, por el impacto de las sequías en la generación hidroeléctrica, la principal fuente del país. Este hecho, dice la asociación, agrava la liquidez de algunos comercializadores porque “al incrementarse el valor de las compras de energía en bolsa, dichos incrementos se trasladan al Costo Unitario real, pero con la aplicación de la Opción Tarifaria, si bien los usuarios estarían protegidos, se incrementan los saldos pendientes por cobrar”.

“En caso de que, la opción tarifaria y condiciones actuales continúen hasta diciembre de 2023, lo cual sería inconveniente, y suponiendo que los precios de bolsa tengan un comportamiento cercano al precio de escasez en algunos meses en el mismo periodo y que los niveles de exposición a bolsa se vean afectados por la suspensión de contratos Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, los saldos por recuperar de la opción tarifaria pasarían de $4,9 billones en julio del 2023 a cerca de $7,8 billones en diciembre del 2023”, proyectó este gremio. 

En resumen, según la carta de Asocodis, si no se toman decisiones urgentes para solucionar los problemas de liquidez, a diciembre del 2023 los saldos por recuperar, incluyendo los otros rubros mencionados, podrían ser cercanos a 10,5 billones de pesos, que equivalen a 3,5 años de ingreso anual de los comercializadores. 

Ante este panorama, el ministro de Minas y Energía convocó a la ciudadanía y al sector energético a encontrar tarifas justas en mesas de trabajo conjuntas. “Convocamos a la ciudadanía a conformar mesas de usuarios y veedurías de los servicios públicos, junto a otros actores del sector energético. Invitamos a un primer gran encuentro a mediados de septiembre para establecer las medidas que nos conduzcan rápidamente a unas tarifas justas en el país”, dijo Camacho en su cuenta de X.

La otra cara de la moneda: los embalses en Colombia

Paralelo a la polémica de las tarifas de energía, la opción tarifaria y las empresas comercializadoras, están los embalses frente al fenómeno de El Niño. 

En su reciente reporte, del pasado 10 de agosto, la empresa XM, operadora del Sistema Interconectado y el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia, dio cuenta del estado de los embalses en Colombia, ante la contingencia de la llegada de El Niño, que a julio de 2023 registró 81,23 % de nivel agregado o volumen útil, es decir, la capacidad que tienen los embalses para generar energía eléctrica.

Este porcentaje representa 8,8 puntos por encima del nivel reportado al cierre de junio de 2023 (72,43%) y 5,29 puntos por debajo del mismo mes del 2022 (86,52%). 

“Julio comenzó con aportes hídricos deficitarios, los cuales se recuperaron en las últimas semanas, cerrando el mes con un promedio acumulado del 90.15%. Los aportes hídricos por regiones fueron: Oriente con 104.94%, Centro con 95.94%, Valle con 81.94%, Antioquia con 78.62% y Caribe con 78.01%”, indicó Jaime Alejandro Zapata Uribe, gerente del Centro Nacional de Despacho de XM.

El comunicado de XM precisa que la fuente de energía con mayor contribución fue la generación hidráulica con un 96,05%, equivalente a 157,94 gigavatios por día promedio, presentando un decrecimiento de 5,7% en comparación con junio. Y dentro de este segmento, las plantas hidráulicas con embalses fueron las mayores aportantes con un 83,95 %, equivalente a 138,05 gigavatios por día promedio (decreciendo 5,67% en relación con junio).

A pesar de que la descripción anterior es una fotografía reciente y de julio de 2023, el fenómeno de El Niño arrancó en Colombia, según el Ministerio de Ambiente, con intenso calor, que es su principal característica y trae consigo la reducción en los niveles de los embalses, ya que la escasez de lluvias bajará el caudal de los ríos que los surten, lo que derivará en una caída en la generación de energía desde las centrales hidroeléctricas.

Y es que este fenómeno climático, del que también viene hablando el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (Ideam), prendió las alarmas en el sector energético del país, ya que por lo general aparece el fantasma del racionamiento. En un sistema eléctrico como el colombiano, en donde 83% de la energía que se produce surge del agua que se almacena en grandes embalses y que pasa por estas plantas de generación de corriente, pone de nuevo sobre la mesa las preguntas sobre su vulnerabilidad.

Esta situación, desde el pasado mayo de 2023, tiene a Acolgen, el gremio de las generadoras de energía, en un estado de alerta. Incluso Natalia Gutiérrez, presidenta de esa asociación, publicó un hilo, en el que explicó la relación de los embalses con el fenómeno de El Niño y el alza del precio de la factura de luz. 

Gutiérrez advirtió que a los empresarios del gremio les preocupa “la demora en la entrada de proyectos, que el país tiene energía atrasada y todo esto estresa el sistema, más aún cuando puede haber un fenómeno de El Niño y la demanda aumente”.

Por eso, le pidió al Gobierno hacer un monitoreo permanente ante una demanda creciente, teniendo en cuenta que este fenómeno puede ser intenso o largo. En el caso de los generadores hidroeléctricos, su objetivo será el de cuidar el agua y realizar los mantenimientos de las centrales.

En cuanto al tema de alza de la tarifa, el profesor César Acevedo Arenas puntualizó que la energía eléctrica es un mercado y, como tal, sufre de fenómenos de especulación, que ocasionan incremento en los precios de energía en los contratos a futuro de compraventa de energía entre generadores y comercializadores.

Y con el fenómeno de El Niño, es muy probable que estos precios se incrementen, estimó el académico.

“Tenemos una capacidad instalada de generación de alrededor de 19.000 megavatios, de los cuales la generación térmica a gas, carbón y otros combustibles líquidos reporta 5.800 megavatios, que es un valor cercano a la demanda promedio diaria, es decir, si no se generara con centrales hidráulicas, tenemos un parque generador térmico que puede soportar en gran parte las necesidades de generación. De hecho, hemos pasado fenómenos bastante fuertes y no hemos tenido racionamiento”, aclara el ingeniero eléctrico.

Para él, esto no quiere decir que no se preste atención por El Niño, que ya empezó en este en este segundo semestre, ya que, por la situación climática a nivel mundial, el Ideam confirmó, en su boletín agroclimático mensual nacional, con corte a agosto de 2023,​ que este fenómeno es más fuerte en septiembre.

“Agosto hace parte de la segunda temporada de menos lluvias en el centro y sur de la región Andina y oriente de la región Caribe, donde se presentan algunas precipitaciones debido al tránsito de ondas tropicales, la actividad ciclónica en el mar Caribe y la paulatina migración de la zona de confluencia intertropical (ZCIT) hacia el norte del país. Los volúmenes de precipitación en el piedemonte llanero, como en otros sectores de la Orinoquía, disminuyen ligeramente con respecto a julio”, precisó el boletín.

Arenas consideró que, más que consecuencias en la demanda de energía, lo que trae el fenómeno de El Niño es el incremento de las tarifas de energía eléctrica, ya que uno de los componentes de ella es el costo de generación, el cual se incrementa cuando es despachada, porque la generación térmica es más costosa que la hidráulica.

¿Quiénes son los afectados hoy por la crisis energética?

En el escenario descrito en este explicador de Colombiacheck, Julio César Vera, de la Fundación Xua Energy, consideró que los afectados hoy en día son las empresas, que tienen serios problemas de caja y dificultades para respaldar sus contratos y de ser el caso tener que acceder a la bolsa a precios mayores a comprar la energía que necesitan y más en un momento de El Niño que los precios sí suben en forma importante. 

“Además, pierde el Gobierno, así no sea muy notable, dado el riesgo de tener actores que en cualquier momento pueden entrar en ‘default’ y desbarajustar todo el sistema. Pero de materializarse limitaciones de suministro, por los problemas de caja, perderían los usuarios, los primeros afectados por la limitación del suministro y lo que esto significa, y el gobierno en su imagen y la presión de la comunidad por los problemas que se pueden ocasionar”, explicó Vera.

Agregó que el país ha tenido un crecimiento importante en demanda de energía, asociada a la pospandemia. En este año se ha dado por la llegada del fenómeno de El Niño y las olas de calor en ciertas zonas del territorio, en especial en la región Caribe. Además, consideró que los planes de expansión de la red de transmisión se quedaron cortos y no han sido actualizados en los dos últimos años por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) a las necesidades actuales.

“El riesgo que se corre ante un aumento de demanda como la que se da por la llegada de El Niño y con una red de transmisión y de distribución inestable es que se empiecen a presentar apagones, afectar la prestación del servicio y se genere intermitencia, problemas de voltaje y falla de equipos electrodomésticos, entre otros. Es por ello que se requiere un plan de choque conjunto con todos los actores del sector, con el liderazgo del Ministerio de Minas y Energía y la UPME”, dijo.

Insistió que este plan es para actualizar el plan de transmisión y los planes de los operadores de red a las necesidades actuales y ver los mecanismos para atender de corto y mediano plazo aquellas obras que requieran de mayor prioridad para evitar consecuencias negativas para los usuarios, que serían los principales afectados.

La región Caribe, la zona más afectada

Los departamentos más afectados por esta crisis en el sistema de energía colombianos son los de la región Caribe. Así lo precisó el director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía, Flover Rodríguez, quien explicó que hay zonas en el país con mayor afectación, en especial con el fenómeno de El Niño y el alza de las tarifas de luz.

“Esto se debe a la ubicación geográfica de esta región y a la baja intensidad con la que fluyen los vientos alisios (vientos que soplan de manera regular de este a oeste), los cuales se encargan de llevar humedad a la región. El Niño afectaría al 50% del país. Entre las zonas más propensas a sufrir de los efectos estarían la región Caribe (7 departamentos) y la Andina (10 departamentos)”, precisó Rodríguez.

Sumado a esto, en un pasado explicador de Colombiacheck sobre la situación de las tarifas de luz en Atlántico, se precisó, según el Ministerio de Minas y Energía, que los incrementos en el costo unitario de prestación del servicio de energía y de las tarifas en la región Caribe se deben, principalmente, por los componentes de pérdidas, distribución y comercialización, cargos que son regulados por la CREG. 

Dicha cartera también puntualizó que las tarifas de energía han incrementado en esos componentes, principalmente, por variaciones al alza del índice de precios al productor (IPP), que revisa los costos de producción; y del índice de precios al consumidor (IPC), que mide la inflación.  

En ese mismo explicador se dio cuenta de que en la región Caribe pasa un fenómeno particular con las pérdidas de energía: “Existe un costo que está presente en las facturas de las empresas prestadoras de servicio en la región Caribe llamado pérdidas no técnicas, que corresponde a un porcentaje de la factura que refiere a las pérdidas ocasionadas por el robo de energía por parte de terceros a la empresa”.

En un informe del pasado mes de mayo de 2023, el periódico regional El Universal recogió los argumentos de la demanda que presentaron los mandatarios del Caribe ante el Consejo de Estado para pedir la reducción de la tarifa de energía. El principal argumento es que el esquema regulatorio de la CREG provocó un incremento acumulado de la tarifa plena del 62,5% -o si se compara con la opción tarifaria, del 33,4%-, en los últimos dos años. Y el elemento que mayor aporte a esa alza fueron las ‘pérdidas reconocidas’.

“Por esa razón, la región Caribe quedó pagando las tarifas más caras en el país por el servicio de energía: un hogar de estrato 1 de Bogotá paga, en promedio, 36.039 pesos; mientras que una familia del mismo estrato en Barranquilla, a causa de una mayor necesidad de consumo por las condiciones climáticas de la región y por el difícil efecto de tener la tarifa más alta de Colombia, recibe una factura promedio de 90.526 pesos”, se lee en esa nota periodística.

En resumen, en el debate sobre la “opción tarifaria”, tanto los ministros de Energía y Minas del gobierno anterior como del actual, junto con Asocodis, han presentado argumentos relevantes. Sin embargo, es importante tener en cuenta que cualquier decisión tomada respecto a este mecanismo tendrá un efecto directo en los usuarios, quienes podrían enfrentar un aumento en sus tarifas eléctricas. Esto se suma a las preocupaciones sobre el aumento de los precios de la energía en el mercado debido a la llegada del fenómeno de El Niño y su influencia en los niveles de agua en los embalses.