RESOLUCIÓN 25 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.
<Concordancias CREG>

Ley 143 de 1994  

Ley 142 de 1994

Decreto 2253 de 1994

Decreto 1524 de 1994      

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 la planta de generación Betania, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BETANIA S.A. E.S.P., en adelante BETANIA, correspondiente a la mencionada planta, es igual a cero (0), desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno de este período, 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. CAPACIDAD EFECTIVA NETA

Sobre este parámetro el auditor considera que se utiliza un valor de potencia neta en eje de turbina superior al que ésta es capaz de producir en condiciones normales de operación.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

Tal como se demuestra en el numeral 1 de este escrito, las unidades pueden entregar una potencia neta de 180 MW, cada una, con lo que obtenemos una potencia neta de la central de 540 MW.

De acuerdo con lo manifestado por el auditor en la memoria de calculo numeral 2.2: La planta ha generado por encima del valor declarado... ", se demuestra que la capacidad declarada de la planta es correcta y no compartimos en absoluto la afirmación del auditor "... desde el punto de vista técnico dicho valor declarado de CEN no se considera correcto por que para tal generación las turbinas trabajan por fuera de sus condiciones normales...", considerando que las unidades han operado con estas potencias sin presentar anormalidad alguna.

Con la experiencia obtenida durante mas de cuatro años de operación con esta potencia y considerando los mantenimientos realizados, encontramos que hoy día las turbinas se encuentran incluso en mejores condiciones que antes de hacer el incremento de potencia de 170 MW a 180 MW.

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 en relación con el parámetro de Capacidad Efectiva Neta de Hidráulicas, expresó lo siguiente:

En el alcance definido por el acuerdo 51 del CNO, se planteaba lo siguiente al auditor respecto a esta variable:

"Se posee una clara definición de CEN, pero no se dispone de un procedimiento específico de verificación del parámetro. Lo único al respecto es la Resolución 25 y la tradición que supone que los agentes adoptan lo informado por su fabricante con las correcciones que resulten de los trabajos de mantenimiento y rediseño de sus generadores".

[…] En la página 59 y 60 el auditor plantea una metodología desviada de los lineamientos del acuerdo 51, al proponer una fórmula para calcular la capacidad efectiva y asumir valores típicos de parámetros en algunos casos, pues solamente debía confrontar los valores reportados por los agentes contra los valores de generación máxima histórica disponibles en el MEM, con los contratos de conexión y con la capacidad declarada ante el CND para el despacho económico.

Si bien Arthur Andersen presenta un procedimiento de auditaje y unos resultados, es necesario tener en cuenta que en el Acuerdo No. 51 del CNO se indicó en el numeral 4.3 que este resultado debía tomarse como un estudio de consultoría.

El Acuerdo CNO No. 51 de 2000, además de plantear lo trascrito anteriormente, dispone lo siguiente en cuanto a la tolerancia en la auditoría de este parámetro:

El Resultado no admite el concepto de tolerancia por no haber una referencia contra la cual comparar, debe tomarse como un estudio de consultoría. Numeral 4.3 del Acuerdo CNO No. 51 de 2000.

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. Específicamente, se le preguntó al experto lo siguiente:

3. Teniendo en cuenta que el acuerdo No. 51 de 2000 del CNO, en el numeral 4.3 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 el parámetro Capacidad Efectiva Neta de Hidráulicas entregado 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.

4. Si las respuestas anteriores son negativas 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?

5. Para el cálculo 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:

3. Sobre el tercer punto: 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 4.3 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.

4. Sobre el cuarto 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.

5. Sobre el quinto punto: comparto los criterios expresados en los Anexos 4.5, 4.7 y 4.3 del Acuerdo CNO 51 de 2000, en particular que el Alcance respecto de los parámetros indicados en los Anexos 4.5 y 4.7 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 BETANIA 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 sus explicaciones sobre los valores declarados, las cuales, ante la ausencia de un único procedimiento y protocolo, no llegan a consolidar una discrepancia.

2. FACTOR DE CONVERSIÓN

Las siguientes son las observaciones del auditor sobre planta de generación Betania, las cuales le permiten expresar que el valor reportado no es válido o no está debidamente soportado y la respectiva defensa de la empresa CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BETANIA S.A. E.S.P.:

El auditor manifiesta que: "Utilizan en el cálculo valores de potencia y de caudal superiores a los máximos correspondientes a la situación de condiciones normales de operación de las unidades de generación (potencia en frontera comercial de 180 MW y caudal de 296,4 m3/s."

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

- EN RELACION CON LA POTENCIA DE 180 MW:

En la utilización de la curva colina del fabricante se debe considerar que estos valores fueron obtenidos de las pruebas del modelo TF85 y luego extrapolados para la obtención de la curva colina del prototipo. En los archivos de la planta no existen las pruebas de campo para confirmación de estos valores. Así en la curva de colina suministrada por el fabricante, este señala los valores máximos para garantizar ciertas condiciones contractuales de operación de las turbinas, lo cual no significa que las unidades no puedan trabajar con potencias mayores, tal como se presenta en la realidad.

Estudiado el caso por especialistas de la compañía se conceptuó que las maquinas podían operar en forma continua, con una capacidad neta de 180 MW por unidad. Con nuestra comunicación CHB-GP 1849 del 4 de agosto de 1997, informamos a ISA que: "...después de efectuados exhaustivos ajustes y pruebas a las unidades de la central, encontramos que el rango técnico de generación de cada una de ellas puede ampliarse a valores de entre 60 y 180 MW.". Respecto a esta apreciación no se recibió comentario alguno por parte de dicha entidad y por el contrario, se deriva la aceptación manifiesta por ISA de dicha declaración, como se puede confirmar mirando el despacho. Desde esa fecha las unidades han operado con potencias, incluso superiores a las declaradas, sin que se haya presentado problema operativo alguno, con lo que claramente queda demostrado que efectivamente las unidades pueden entregar esa potencia.

Como un ejemplo de lo anterior, se puede ver los registros magnéticos de los contadores de la frontera comercial (clase 0.2) de la central, donde las maquinas han generado 540 MW de acuerdo con el despacho ordenado por el CND. Adicionalmente, durante la realización de las pruebas del factor de conversión debidamente auditadas, se obtuvieron potencias netas superiores a 180MW.

- EN RELACIÓN CON EL CAUDAL.

Con base en la potencia de 180 MW en la frontera comercial, se obtiene una potencia de la turbina de 183,86 MW, lo cual, de acuerdo a la curva colina y a la apertura de los álabes, representa un caudal turbinado de 296,44 m3/s por unidad. Se anexa la memoria del calculo del caudal turbinado para una potencia en la frontera comercial de 180 MW/un (Esta misma memoria fue entregada al auditor Arthur Andersen). Con relación a la capacidad máxima del arco de generación, en el numeral 5 se hacen los comentarios respectivos.

- EN RELACIÓN CON EL FACTOR DE CONVERSIÓN:

Con estos valores de potencia igual a 180 MW y caudal de 296,44 m3/s se obtiene el correspondiente factor de conversión de 0,6072 MW/(m3/s).

Con las pruebas del factor de conversión se determinó, por una parte, que la potencia neta de la central es superior a los 540 MW y por otra, que el caudal turbinado para esta condición es de 277,35 m3/s/unidad, superior a los 262 m3/s calculados por el auditor como arco máximo de generación e inferior a los 296,44 m3/s estimado con la curva de colina.

Aun 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. Acuerdo CNO No. 32 del 4 de octubre de 1999. (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. Acuerdo CNO No. 42 del 17 de noviembre de 1999, Cuadro 1 del Anexo. (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%. Acuerdo CNO No. 51 del 20 de enero de 2000, numeral 4.2 del Anexo, Cuadro de "Actividades del Auditor" num.3.
(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 BETANIA.

Lo anterior es aún 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 de generación Betania, las cuales le permiten expresar que el valor reportado no es adecuado o no está debidamente soportado y la respectiva defensa de la empresa CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BETANIA S.A. E.S.P.:

3.1. MÍNIMO TÉCNICO

El auditor expresa que: "El valor declarado del volumen mínimo técnico no se considera correcto. No cumple con el requerimiento de operación a plena carga."

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

Ante todo, es importante resaltar que el parámetro a utilizar para el calculo del cargo por capacidad, es el volumen útil, determinado como la diferencia entre el volumen máximo técnico y el volumen mínimo técnico. Con los valores reportados, el valor del volumen útil así calculado, corresponde al valor real del embalse de 1.034,97 hm3

Dada la dificultad para determinar el nivel mínimo físico, incurrimos en imprecisiones que incidieron en el calculo de los volúmenes mínimo y máximo técnico, sin que esto incida en el calculo del volumen útil, tal como se muestra a continuación:

PARÁMETROS Hm3	REPORTADO DIC/99	INFORMADO MAR 22/00	INFORMADO ABRIL 14/00	REAL
VOLUMEN MÍNIMO TÉCNICO	826,23	737,475	686,754	686,754
VOLUMEN MÁXIMO TÉCNICO	1.861,20	1.772,447	1.721,726	1.721,726
VOLUMEN ÚTIL	1.034,97	1.034,972	1.034,972	1.034,972

De la tabla anterior se deduce que a pesar de presentarse diferencias en los valores reportados de volumen técnico, los valores obtenidos para volumen útil son iguales en todos los casos, con lo que no se afecta en forma alguna el cálculo de cargo por capacidad realizado por el CND.

En relación con la afirmación del auditor: "Esta planta no cumple con el nivel mínimo técnico a plena carga. Dicho valor corresponde al mismo nivel máximo normal de operación del embalse (561,20 m.s.n.m.) lo cual hace que este requerimiento no sea lógico.", manifestamos lo siguiente:

Ante todo no compartimos el comentario "Esta planta no cumple con el nivel mínimo técnico a plena carga." Teniendo en cuenta que el criterio con que se definió el nivel mínimo técnico, por parte del CNO, fue el de obtener la operación de todas las unidades de una central a plena carga con ese nivel de embalse, que desde luego, corresponde a una potencia menor que la capacidad nominal. Para Betania la plena carga se refiere a la máxima potencia que puede entregar la central con operación de sus tres unidades, la cual es variable en función de la cabeza de presión o sea en función del nivel del embalse, mientras el auditor considera que generar a máxima potencia a una cota diferente de la máxima no es generar a plena carga. Con la interpretación del auditor resulta ilógico el requerimiento de la CREG, tal como el mismo lo manifiesta.

3.2. MÁXIMO TÉCNICO

El auditor expresa que: "El valor del volumen máximo técnico indicado en la información de soporte (1721.726 Hm3), difiere del valor declarado. Además el agente había determinado el volumen mínimo técnico con base en un nivel mínimo físico inferior al verdadero (se utilizó el 520,80 m.s.n.m y el real debe ser de 523,40) aunque el valor del volumen tampoco coincidía con el declarado (1772,447 Mm3)."

En su defensa la empresa interesada manifiesta que: "Debido a que el valor que es utilizado para el cálculo del cargo por capacidad es el volumen útil, no remitimos a lo expresado en el numeral anterior, donde se explicó detalladamente lo relativo a este parámetro."

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, en relación con 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

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 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 (Pag.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. 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.

[...]

4. Si las respuestas anteriores son negativas 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?

5. 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:

2. Sobre el segundo punto: 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 un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a los parámetros de los embalses indicados en el anexo 4.7 del Acuerdo CNO 51 de 2000 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.

[...]

4. Sobre el cuarto 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.

5. Sobre el quinto punto: comparto los criterios expresados en los Anexos 4.5, 4.7 y 4.3 del Acuerdo CNO 51 de 2000, en particular que el Alcance respecto de los parámetros indicados en los Anexos 4.5 y 4.7 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 estos parámetros no es posible confirmar la existencia de una discrepancia en el valor declarado por BETANIA 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 documentos que sirvieron de soporte a sus reportes y explicaciones sobre los mismos, las cuales, respaldan las cifras reportadas y que, 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 la empresa CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BETANIA 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 Betania, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa la empresa CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BETANIA S.A. E.S.P., correspondiente a la 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 CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BETANIA 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