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Por la cual se ordena el archivo de una actuación administrativa.

RESOLUCIÓN 24 DE 2002
(abril 29)

<Publicada Página WEB de la Comisión de Regulación de Energía y Gas>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se ordena el archivo de una actuación administrativa.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y los Decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

CONSIDERANDO:

Que mediante las Resoluciones CREG-001 y CREG-116 de 1996, se creó el Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad, se precisó su método de cálculo, se aplazó su fecha de entrada en vigencia y se estableció un sistema de verificación de los valores de los parámetros reportados por los agentes para su cálculo;

Que de conformidad con lo establecido por el Artículo 10 de la Resolución CREG-116 de 1996, modificado por el Artículo 2o. de la Resolución CREG-047 de 1999, al CNO correspondía diseñar un mecanismo de auditoría de los parámetros consignados en el formato establecido en el Anexo No. 4 de esta Resolución y al CND, la contratación de la auditoría;

Que mediante Acuerdo No. 51 del 20 de enero de 2000, el CNO aprobó los criterios para la contratación de la Auditoría de los parámetros del Cargo por Capacidad y, por su parte, el CND contrató a la firma ARTHUR ANDERSEN para su realización, empresa ésta que presentó el informe de auditoría solicitado el día 9 de junio de 2000;

Que mediante auto del 27 de noviembre de 2000, la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, a través de su Director Ejecutivo avocó el conocimiento de las presentes diligencias tendientes a establecer si como consecuencia de que el auditor ARTHUR ANDERSEN, encontró discrepancias en el valor de algunos de los parámetros reportados para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000 de las planta y/o unidad de generación Hidroprado, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa ELECTRIFICADORA DEL TOLIMA S.A. E.S.P., en adelante ELECTROLIMA, correspondiente a la mencionada planta y/o unidad de generación, es igual a cero (0), desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno de este periodo, de conformidad con lo establecido en el Artículo 3o. de la Resolución CREG-082 de 2000;

Que en desarrollo de la actuación a que dio lugar el mencionado acto y en cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG-082 de 2000, se puso en conocimiento de la empresa interesada el informe del auditor con sus respectivos soportes y memorias de cálculo, se practicaron pruebas y se dio oportunidad a la empresa interesada para que ejerciera su derecho de defensa, lo cual efectivamente hizo mediante memorial que reposa en la actuación;

Que para resolver lo pertinente se analizarán las presuntas discrepancias que en los respectivos parámetros reportados presenta cada planta y/o unidad de generación, con el propósito de establecer si ellas pueden o no ser confirmadas:

1. PERCENTILES

Los percentiles no son en realidad un parámetro para el cálculo del Cargo por Capacidad. De conformidad con los Acuerdos del CNO Nos. 42 de 1999 y 51 de 2000, son una variable utilizada en la determinación del factor de conversión. En estos términos, de los valores de los percentiles no puede deducirse una discrepancia en los valores declarados para la determinación del Cargo por Capacidad.

2. FACTOR DE CONVERSIÓN

Las siguientes son las observaciones del auditor sobre Hidroprado, las cuales le permiten expresar que el valor reportado no es válido o no está debidamente soportado y la respectiva defensa de ELECTROLIMA:

El auditor manifiesta que: "La información de soporte recibida del agente no es suficiente."

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

A. No se menciona en la resolución 047 del 4 de octubre de 1999 que se deba seguir algún proceso de cálculo descrito en él, no se conocía el acuerdo para el protocolo de pruebas para el factor de conversión. El mencionado protocolo se oficializó por el acuerdo 080 del 27 de julio de 2000.

B. En la reglamentación vigente a la fecha, no se expresaba que se debía hacer para el cálculo del factor, es claro que con posterioridad al envío de la información se efectúa la auditoría, la cual sí solicita ello, con base en el acuerdo No. 51 del CNO del 20 de enero de 2000 pero la reglamentación no concretaba el acuerdo a seguir ni la forma exacta del cálculo.

C. La información enviada, la cual no favorece a la Electrificadora desde el punto de vista del valor a reconocer por capacidad, se extrajo de lo más seguro que se disponía en el momento como es el factor de conversión que se utiliza para el mediano plazo y el cual aún se maneja en el subcomité hidrológico para los pronósticos. Este es un valor pesimista por corresponder al promedio en condiciones de baja hidrología y se tomó de la condición general de la planta de verter 115.8 metros cúbicos para generar 48 MW. Ello incluye tres factores diferentes como es el de la unidad 4 con diferente capacidad y cabeza, la unidad 2 con diferente capacidad en el momento y el factor de los grupos 1 y 3 que supuestamente deben dar igual. Se anexa ejemplos de pronóstico hidrológico de ISA, curva cuyo factor de conversión vs. Volumen de Hidroprado gráficas de gastos nominal de cada máquina y hoja de datos de diseño.

D. Se debe tener en cuenta que por ser la primera vez que se solicitaba de esta manera la información, su forma de cálculo y envío no era suficientemente clara. No se consideran errores porcentuales y se podría estar castigando económicamente a los agentes que no buscaron perjudicar al sistema ni a la misma filosofía del cargo.

E. Al hacer el cálculo de percentiles siguiendo el acuerdo 80 de julio de 2000 se obtendría para el percentil 50 un valor de 359.5 metros sobre el nivel del mar. Así, la diferencia entre los valores del factor de conversión reportado, estimado por el diseño y el aproximadamente equivalente al del percentil 50, es mínimo e inferior al que debería de extraerse por cálculo.

F. Aunque en el momento de entrega del valor no se disponía de la información completa de niveles; igual con el dato del percentil 50, no se obtendría, la equivalencia del factor de conversión real del mismo por cuanto no se ha efectuado pruebas o batimetrías recientes y lo único que se dispone fue entregado a la auditoría. Cualquier cálculo que se efectúe carece de bases reales.

Aún cuando este parámetro tiene definido un protocolo para su estimación, de conformidad con los Acuerdos del CNO Nos. 32 y 42 de 1999 y 51 de 2000, la realización de las respectivas pruebas es potestativa de los agentes:

PRIMERO: Las empresas propietarias de plantas hidráulicas que deseen hacer las pruebas de factor de conversión, para 1999 podrán hacerlas para un punto de nivel de embalse, de acuerdo con el protocolo aprobado por el Comité de operación (hemos destacado)

EFICIENCIA PLANTA O UNIDAD: Equivalente al Factor de Conversión expresado en Mw/m3/s de la planta. Se utiliza un valor único y no una curva para cada planta. Se utiliza el valor de la unidad, en el caso de que la planta tenga una sola unidad.

Las plantas que hayan efectuado una medición del Factor de Conversión, reportarán este valor de acuerdo con el protocolo y la metodología de cálculo aprobados por el CNO.

Las plantas que no hagan medición, reportarán el Factor de Conversión correspondiente al percentil 50% del nivel histórico del embalse de los últimos cinco años (enero 1 de 1994 a diciembre 31 de 1998) o los años existentes.

Para plantas que no tienen dependencia de cabeza, la empresa reportará el valor técnico respectivo.

Para plantas nuevas, se reportará el valor correspondiente al 50% del nivel de embalse útil de la curva teórica suministrada por el fabricante (hemos destacado)

Que si no se hizo la prueba, se hayan calculado los valores de factor de conversión correspondientes a los percentiles (sobre la curva disponible) y obtenido el factor equivalente con el percentil correspondiente al 50% (hemos destacado)

El informe de auditoría en su Sección II, Página 56, señala lo siguiente:

·Los agentes que no realizaron pruebas determinaron los factores de conversión utilizando diversos procedimientos, debido a que la reglamentación no establece lineamientos de cálculo específicos del factor de conversión de hidráulicas cuando no se efectúa la prueba.

·En los casos en los cuales los agentes realizaron pruebas, puede observarse que los resultados poseen una mayor confiabilidad y una metodología de cálculo claramente establecida.

Las memorias de cálculo de este informe de auditoría señalan que el agente no realizó la prueba requerida para la determinación del factor de conversión.

En este caso, según se desprende de su defensa, el agente utilizó para la determinación del factor de conversión unos procedimientos que, ante la ausencia de lineamientos generales obligatorios y previos a la declaración de parámetros para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999– 2000, no permiten la confirmación de la existencia de discrepancias en el valor de este parámetro reportado por ELECTROLIMA.

Lo anterior es aun más evidente si se tiene en cuenta que el Acuerdo CNO No. 51 de 2000 se abstuvo de asignar márgenes de tolerancia a este valor bajo la premisa de que existía un procedimiento plenamente especificado, perdiendo de vista, como atrás se expresó, que con fundamento en los mismos acuerdos del CNO la realización de pruebas bajo este protocolo era potestativa de los agentes, y que para el evento de que no se dispusiera de esta prueba era necesario asignar un margen de tolerancia al valor reportado y confrontado al obtenido con posterioridad por la auditoría, como expresamente se reconoce hoy en el Anexo General de la Resolución CREG-006 de 2001, donde a las plantas y/o unidades de generación que realicen la prueba dentro del proceso de auditoría se les aceptan los valores declarados que no superen en más del 13% el resultado de la prueba, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales.

3. PARÁMETROS DE LOS EMBALSES

Las siguientes son las observaciones del auditor sobre la planta Hidroprado, las cuales le permiten expresar que el valor reportado no es adecuado o no está debidamente soportado y la respectiva defensa de ELECTROLIMA.

En primer término, se transcribe el comentario general que ELECTROLIMA hace sobre las curvas de operación de embalse de la planta de Hidroprado.

A. La resolución CREG-047-99 y su posterior resolución 059-99 menciona en la nota inferior del formato denominado curva de operación de embalse, una definición que se interpretó claramente como: valores mensuales de nivel de embalse tanto mínimos como máximos para que el embalse opere sin ningún tipo de restricciones ocasionadas por el uso del agua diferente al de generación de energía.

B. En ellas no se explica como se deben extraer ni menciona que debía ser fruto de un riguroso calculo.

C. No se explican la relación entre volumen de espera y curvas de guía.

D. No se dan los suficientes criterios para llevar a cabo algún cálculo.

E. La auditoría textualmente dice: "La información de soporte no contiene memorias de cálculo de los valores de los volúmenes de la curva". Ello hace que no pueda ser valorada.

3.1. CURVA GUÍA MÁXIMA

El auditor expresa que: "La información de soporte no contiene las memorias de cálculo de los valores de los volúmenes de la curva."

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

A. No se menciona en la resolución que las curvas deban ser el producto de cálculos rigurosos y tampoco se indica en el formato o en acuerdo alguno el proceso o criterio de cálculo.

B. Al igual que la curva guía mínima, en ningún momento se pensó en realizar cálculos de algo que de por sí es entendible por datos de operación y diseño.

C. Se siguió la definición de la nota inferior del formato, quedando claro que la curva guía máxima es el máximo nivel mensual que es necesario mantener en la presa para la operación sin ningún tipo de restricciones por caudal aguas abajo del embalse.

D. Para el embalse de HIDROPRADO este valor máximo corresponde a la cota 363.2 msnm, lo que es equivalente a un volumen de 500 millones de metros cúbicos que es la característica de diseño del mismo y del cual se anexa curva de áreas y volúmenes en función del nivel en msnm.

E. El valor Guía máximo de 500 millones, se escogió como constante para todos los meses, ya que a partir de este volumen, se presentan vertimientos que motivan: -parada de máquinas, impidiendo el suministro de agua debajo de la presa y sobreesfuerzos en estructuras hidráulicas y civiles de la planta. Se observa que el valor reportado corresponde al de diseño, el cual no es cuestionable.

F. Se suministró como complemento de lo anterior el valor de 363:00 MSNM como el nivel correspondiente al máximo técnico según resolución 047-99.

G. Consideramos que el valor reportado de 500 millones de metros cúbicos para el horizonte de un año es el correcto, expresa la máxima capacidad del embalse antes de obligarse a verter con sus correspondientes restricciones, según lo define la regulación vigente.

H. Explicando todo lo anterior, así como confirmando que nunca hemos manejado volúmenes de espera, se hizo llegar a la firma Arthur Andersen el 26 de marzo del 2000 y el 17 de mayo de 2000 comunicaciones con sus soportes, las cuales se anexan nuevamente. Creemos que en nuestro caso el problema es de entendimiento y no de información errada o falsa.

3.2. CURVA GUÍA MÍNIMA

El auditor expresa que: "La información de soporte no contiene las memorias de cálculo de los valores de los volúmenes de la curva."

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

A. Se consideró de acuerdo a la resolución que se debía cumplir con los niveles mínimos mensuales que se deben mantener en la presa, garantizando la disponibilidad de energía almacenada necesaria para la operación de la central cumpliendo con las obligaciones sociales de suministro de agua al canal de riego.

B. Se siguió, por tanto, la curva guía que se dispone en la central desde su diseño y construcción, la cual se anexa.

C. Tal curva expresa que para garantizar que en todo momento haya agua para el canal de riego, se requiere generar aproximadamente 19 M entre la unidad 4 y una unidad vertical. Los valores de niveles enviados a la CREG corresponden a la curva intermedia entre 18 y 20 MW del cuadro anexo denominado Curva Guía HIDROPRADO.

D. Los valores base del cuadro anterior, son el resultado del análisis numérico que efectuaron los constructores de la central y que arrojaron los valores que se muestran en los cuadros adjuntos denominados Resultados de los estudios de generación de energía, en donde cada subserie equivale a una cierta demanda, 17, 18, 19 Mw etc. y que al traducirlas en nivel de embalse resultan en el cuadro: Curva guía HIDROPRADO. Esta se basa en la historia y la proyección futura.

E. Lo anterior confirma que a pesar de no haberse efectuado cálculos, los datos si fueron extraídos de bases reales correspondientes a criterios de diseño preestablecidos, los cuales simplemente se readecuaron con base en la experiencia de 28 años de operación de la central, teniendo en cuenta los cambios del esquema actual.

F. Consideramos que la información enviada no debe ser invalidada ya que no se desvía de los parámetros reales y expresa la forma de operación de la central según la reglamentación solicitante.

El CNO en su condición de autor del mecanismo de auditoría de los parámetros declarados para el cálculo del Cargo por Capacidad, función que ejerció mediante la expedición del Acuerdo No. 51 del 20 de enero de 2000, el cual tiene la condición de obligatorio conforme a los Artículos 25 y 36 de la Ley 143 de 1994,y a solicitud expresa de la CREG formulada en el Artículo 1o. de la Resolución CREG-049 de 2000, manifestó lo siguiente en relación con los parámetros que carecen de protocolos o procedimientos para definir sus valores (Rad. CREG 006595 de 2000):

[...] como se deduce de los comentarios de detalle anexos a la presente comunicación, existen grandes dificultades de interpretación en los parámetros, que se pueden corregir para el próximo periodo de cálculo del cargo y no aplicarlos ahora, creando grandes dificultades a los agentes y al sistema.

[…] se debe tener en cuenta que en el Acuerdo 51 en algunos parámetros se estableció que los resultados no admitían el concepto de tolerancia por no haber una referencia contra la cual comparar. En dichos casos se solicitaba un concepto de consultoría, por tanto las diferencias con el concepto del consultor no deben ser utilizadas para aplicar las Resoluciones 47 de 1999 y la 49 de 2000.

En particular con relación los Parámetros de los Embalses, expresó lo siguiente:

Es importante anotar que en el Acuerdo No. 51 se indica para estos parámetros de embalses, que el resultado no admite el concepto de tolerancia por no haber una referencia contra la cual comparar, por lo que se le pedía al auditor emitir un juicio acerca de la razonabilidad de los parámetros reportados "desde el punto de vista de ingeniería y de las condiciones normales de la operación de los embalses..."

Por esta razón y por el carácter técnico del asunto, sujeto a múltiples criterios, el auditor se debió limitar a emitir un concepto sobre la razonabilidad del procedimiento utilizado por el agente (SIC)

Mínimo Técnico: (página 102)

La definición de Nivel Mínimo Técnico que debió usar el Auditor es la siguiente:

"Nivel Mínimo Técnico. Elevación de la superficie del agua en el embalse hasta la cual puede utilizarse su agua cumpliendo con condiciones de seguridad en las estructuras hidráulicas y en las instalaciones de generación para plena carga de todas las unidades".

El espíritu de la definición es obtener un nivel mínimo de embalse que garantice condiciones de seguridad en las estructuras hidráulicas y en las instalaciones de generación de la central asociada. Este nivel mínimo se obtiene aplicando criterios hidráulicos como los mencionados por el auditor (sumergencia mínima de acuerdo a Gordon, etc.). La última frase de la definición "...para plena carga de todas las unidades" sirve solamente para determinar el caudal a utilizar en el calculo del criterio hidráulico (la sumergencia mínima).

El acuerdo 051 le pedía al auditor calcular los niveles mínimos técnicos, compararlos con los reportados por los agentes y emitir un concepto (SIC) En el informe el auditor no expresa haber emitido un concepto sobre la razonabilidad del valor reportado por cada agente.

Volúmenes de embalse al primero de enero de 1999 (Pág.104):

Los volúmenes de embalse a primero de Enero de 1999 no se encuentran dentro de los parámetros a auditar. El auditor se extralimitó o los términos de referencia de su contratación no se ciñeron al acuerdo 051. De todas formas, el informe diario de operación del Centro Nacional de Despacho, se debe entender como un valor cierto y no tiene sentido hacer una curva de variación de los volúmenes del 21 de diciembre a 10 de enero, para juzgar si el valor del primero de enero es aceptable.

El Acuerdo CNO No. 51 de 2000, numeral 4.5 del anexo, dispone lo siguiente sobre estos parámetros:

·En cuanto al alcance:

Determinar la razonabilidad, desde el punto de vista de ingeniería y de las condiciones normales de la operación de los embalses, de los valores declarados por los agentes sobre los siguientes parámetros:

1. Mínimo técnico

2. Máximo técnico

3. Volumen de espera

4. Curva guía mínimo

5. Curva guía máxima

[...]

·En cuanto a la tolerancia:

El Resultado no admite el concepto de tolerancia por no haber una referencia contra la cual comparar.

Como prueba dentro de la actuación se ordenó a un experto asesor de la CREG la realización de una Evaluación Técnica sobre la auditoría de la referencia (comunicación MMECREG-3400 del 1 de noviembre de 2001). Específicamente, se le preguntó al experto lo siguiente:

1. Teniendo en cuenta que el acuerdo No. 51 de 2000 del CNO, en el numeral 4.5 de su anexo, en la casilla relativa a "Muestra y Tolerancia", establece que "El Resultado no admite el concepto de tolerancia por no haber una referencia contra la cual comparar.", exprese su concepto acerca de si en las Resoluciones de la CREG y en los Acuerdos del CNO, particularmente, en las Resoluciones CREG 025 de 1995, 116 de 1996, 047 y 059 de 1999 y en el Acuerdo 42 del 17 de noviembre de 1999, existe una referencia que permita comparar la información sobre parámetros de los embalses entregada para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000 o si existe un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a este parámetro que permita a la auditoría determinar con toda certeza si existen discrepancias con el valor de los parámetros reportados por los agentes para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000.

2. Si la respuesta anterior es negativas (SIC) en cuanto a la existencia de protocolos o procedimientos para definir los citados parámetros, sírvase conceptuar si esta ausencia de protocolos y procedimientos, impide, como lo establece el acuerdo No. 51 del CNO, establecer márgenes de tolerancia y, en el mismo sentido, si bajo estos presupuestos es, desde el punto de vista técnico, exigible de los agentes que reportaron los valores de estos parámetros para el calculo del cargo por capacidad, coincidir exactamente con los determinados con posterioridad por Arthur Andersen en el ejercicio de su auditoría. En otros términos, si la unidad de procedimiento y su definición previa, es presupuesto para la exigencia de valores exactamente iguales entre los reportados por los agentes y los calculados por el auditor?

3. Para el calculo de los parámetros en cuestión, existe en la ciencia o en la técnica un solo procedimiento o método? ¿De existir varios, se pregunta si los valores resultantes de su aplicación sobre una misma planta o unidad de generación indefectiblemente deben ser iguales?

A estas preguntas el experto asesor respondió lo siguiente:

1. Sobre el punto número 1: en mi concepto, en las Resoluciones CREG 025 de 1995, 116 de 1996, 047 y 059 de 2001 y en el Acuerdo CNO 42 de 1999, no existe una referencia que permita comparar la información sobre el parámetro indicado en el Anexo 4.5 del acuerdo CNO 51 de 2000 y entregada para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999-2000 y no existe un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a este parámetro que permita a la auditoría determinar con toda certeza si existen discrepancias con el valor de los parámetros reportados por los agentes para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999-2000.

2. Sobre el segundo punto: en mi concepto, la ausencia de protocolos y procedimientos para definir los citados parámetros, impide, como lo establece el acuerdo CNO No. 51, establecer márgenes de tolerancia; bajo estos presupuestos no es, desde el punto de técnico, exigible de los agentes que reportaron los valores de estos parámetros para el cálculo del cargo por capacidad, coincidir exactamente con los determinados con posterioridad en el ejercicio de la auditoría.

3. Sobre el tercer punto: comparto los criterios expresados en los Anexos 4.5 del Acuerdo CNO 51 de 2000, en particular que el Alcance respecto de los parámetros indicados en el citado Anexo es el de "Determinar la razonabilidad, desde el punto de vista de ingeniería y de las condiciones normales de operación de los embalses, de los valores declarados por los agentes".

De conformidad con los Artículos 2o. de la Resolución CREG-047 de 1999 y 3o. de la Resolución CREG-082 de 2000, es la existencia de discrepancias en los valores de los parámetros reportados la que da lugar al efecto previsto en estas disposiciones.

De la citada comunicación del CNO (Rad. CREG 006595 de 2000), del Acuerdo No. 51 de 2000 expedido por el CNO y de la evaluación técnica recaudada en el curso de la actuación se concluye que respecto de este parámetro no es posible confirmar la existencia de una discrepancia en el valor declarado por ELECTROLIMA por cuanto que, de un parte, a la fecha de declaración de los parámetros, técnicamente no existía un único un procedimiento o protocolo para la determinación de estos valores que permitiera a la auditoría señalar con certeza si existen discrepancias con el valor reportado por los agentes, lo cual impide, según la Evaluación Técnica practicada, el establecimiento de márgenes de tolerancia y, por ende, la exigibilidad para los agentes de coincidir con lo valores calculados por el auditor, es decir, de no tener discrepancias con estos valores, y, de otra, el agente ha allegado a la actuación copia de los documentos que sirvieron de soporte a su declaración, los cuales, respaldan las cifras reportadas y ante la ausencia de un único procedimiento y protocolo, no llegan a consolidar una discrepancia.

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 184 del día 29 de abril del año 2002, acordó expedir la presente Resolución;

En razón de lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas;

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Declarar que no se confirmó la existencia de discrepancias en el valor de los parámetros reportados por ELECTRIFICADORA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000.

ARTÍCULO 2o. Ordenar el archivo de la actuación administrativa dirigida a establecer si como consecuencia de que el auditor ARTHUR ANDERSEN, encontró discrepancias en el valor de algunos de los parámetros reportados para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000 de la planta de generación Hidroprado, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa ELECTRIFICADORA DEL TOLIMA S.A. E.S.P., correspondiente a las mencionada planta de generación, es igual a cero (0), desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno de este periodo, de conformidad con lo establecido en el Artículo 3o. de la Resolución CREG-082 de 2000.

ARTÍCULO 3o. La presente Resolución deberá notificarse personalmente a la empresa ELECTRIFICADORA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. a 29 de abril de 2002

Viceministra de Minas y Energía

Delegada por la Ministra de Minas y Energía

EVAMARÍA URIBE TOBÓN

Presidente

DAVID REINSTEIN BENÍTEZ

Director Ejecutivo