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

RESOLUCIÓN 29 DE 2002
(29 ABR. 2002)

<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 uno de los parámetros reportados para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000 del embalse Río Grande, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P., en adelante EEPPM, 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 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 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 la planta, con el propósito de establecer si ellas pueden o no ser confirmadas:

PARÁMETROS DE LOS EMBALSES

Las siguientes son las observaciones del auditor sobre la planta de generación Río Grande, las cuales le permiten expresar que el valor reportado no es adecuado o no está debidamente soportado y la respectiva defensa de EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P.:

MÍNIMO TÉCNICO

El auditor expresa que: "El valor declarado cumple con el requerimiento de nivel mínimo técnico para sumergencia mínima (nivel 2255 m.s.n.m), pero no con el nivel mínimo técnico para operación a plena carga de todas las unidades (nivel calculado por la auditoría 2267,13 msnm)."

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

Dentro del plazo concedido, las Empresas Públicas de Medellín E.S.P. se permiten dar respuesta a dicha providencia. Al estudiar las memorias de cálculo del informe de auditoría presentado por la firma Arthur Andersen, en sus páginas 21, 22 y 23, numeral 3.1 relacionados con el volumen mínimo técnico de embalse de Riogrande II (embalse asociado a la central La Tasajera) tenemos los siguientes comentarios:

El auditor hace uso de las memorias de calculo de pérdidas en la conducción y potencia de generación, enviadas por Empresas Públicas de Medellín E.S.P. como sustentación a la curva de factor de conversión (FC) vs cota declarada ante el Centro Nacional de Despacho al comienzo de la operación comercial de la planta. Dichas memorias de cálculo sustentaban una curva de FC vs cota, y son una aproximación teórica al problema de encontrar la potencia producida por la central en ciertas condiciones de nivel de embalse, de pérdidas en la conducción y de eficiencia en el grupo generador. Las aproximaciones que allí se hacen relacionadas con el cálculo de las pérdidas en la conducción son producto de un criterio de ingeniería, basadas en supuestos teóricos.

Tal como lo menciona el informe del auditor ARTHUR ANDERSEN (en la página 21 en el numeral 1 Factores de Conversión (FC) de las hidráulicas para la Central La Tasajera, central asociada al embalse de Riogrande II), Empresas Públicas de Medellín E.S.P. realizó una prueba para la determinación del factor de conversión real de la central, utilizando el protocolo de pruebas definido para tal efecto por el Consejo Nacional de Operación (ver anexo "Auditoría para las pruebas de determinación del factor de conversión hidráulico de la Central Hidroeléctrica La Tasajera", Integral S.A., noviembre de 1999), y dicha prueba fue la base para definir el valor que se declaró para dicho parámetro en noviembre de 1999, apoyándose en la curva teórica de FC vs cota. Cabe anotar que el único objetivo para incluir las memorias de cálculo de esta curva teórica fue sustentarla, puesto que era la referencia a partir de la cual se debía determinar la curva real. El auditor ARTHUR ANDERSEN (página 21 en sus memorias) aprobó el procedimiento de realización de las pruebas, y de ello se desprendió que los valores reales del factor de conversión en la central de La Tasajera eran muy superiores a los valores teóricos (véase página 8 del documento mencionado de Integral S.A., copia de la cual se anexa)

De lo dicho anteriormente, se debe concluir que los valores teóricos de factor de conversión calculados en su momento y cuyas memorias utilizó el auditor para la verificación del asunto, fueron superados ampliamente por la prueba realizada por la Empresas Públicas de Medellín E.S.P. y que por tanto aquellos valores teóricos dejaron de tener efecto para otras consideraciones posteriores.

La nueva curva de factor de conversión (FC) vs cota quedó definida en el documento "Auditoría para las pruebas de determinación del factor de conversión hidráulico de la central hidroeléctrica La Tasajera" (Integral S.A., noviembre 1999, Tabla 5, página 8), la cual ya ha sido adoptada para todos los efectos pues fue realizada siguiendo el protocolo definido por el Consejo Nacional de Operación. Si se utiliza dicha curva para recalcular el factor de conversión en la cota 2255 msnm, el factor de conversión asociado es 7.9934 MW/m³/s.

Adicionalmente, el informe Final de Diseño de la Central Hidroeléctrica de la Tasajera, Tablas 4.7-4, 4.7-9 y 4.7-12 (integral S.A. 1994), indica que las tres unidades de generación, operando simultáneamente a la cota 2255 msnm y en condiciones de apertura nominal de las válvulas de aguja (sin sobrecarrera), teóricamente pueden turbinar 39.4 m³/s considerando condiciones de pérdidas hidráulicas mínimas en la conducción, 39.3 m³/s suponiendo condiciones de pérdidas hidráulicas normales y 39.0 m3/s suponiendo condiciones de pérdidas hidráulicas máximas. Si utilizamos el menor de los tres caudales que teóricamente se estima pueden procesar las tres unidades operando bajo el nivel mínimo técnico (cota 2255 msnm) y con apertura nominal de las agujas (39.0 m3/s, suponiendo estado de pérdidas máximas en la conducción) y el factor de conversión real calculado en dicha cota (7.9934 Mw/m³/s), la central tiene la capacidad de entregar una potencia de 311.7 MW. Este análisis es tomado de la comunicación 186823 de diciembre 22 de 2000 de la firma Integral S.A. que como diseñadora del proyecto y auditora de las pruebas del factor de conversión, ratifica el valor del nivel mínimo técnico informado por las Empresas Públicas de Medellín E.S.P. Se anexa copia de esta comunicación.

Con base en lo anterior podemos afirmar que la discrepancia encontrada por el auditor ARTHUR ANDERSEN se basó en cálculos teóricos. Es bastante frecuente que las hipótesis de cálculos utilizadas durante los diseños de este tipo de proyecto sean más conservativas que las condiciones finalmente resultantes de la construcción de las obras y equipos, de manera que las características definitivas de una central como La Tasajera han mostrado unas mejores condiciones de eficiencia hidráulica y electromecánica que las consideradas durante los diseños, aspectos que compensan efectos como la variación de salto. Ver comunicación 186823 de Integral S.A.

De otro lado, la operación real del embalse controvierte por completo el resultado teórico calculado por el auditor ARTHUR ANDERSEN, puesto que el embalse de Riogrande II ha estado en niveles inferiores a dicho cálculo teórico (2267.13 msnm) durante prácticamente todos los años desde su entrada en operación, sin que se hayan presentado problemas de operación y sin que se haya tenido que derratear las unidades. De hecho, a cotas inferiores a las 2267.13 msnm, la cual corresponde al 79.11% del volumen útil del embalse, la central La Tasajera ha tenido una generación real (en su frontera comercial) superior a 306 MW, como puede verificarse en los registros de generación real de la planta que pueden ser consultados en los archivos del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y en el registro de niveles del embalse de Riogrande II que reposan en el Centro Nacional de Despacho.

Para citar sólo un ejemplo:

Fecha Nivel (msnm) Generación real (MWh)

Abril 8/98 2261.08 307.57 (período 8)

306.52 (período 9)

306.53 (período 10)

306.70 (periodo 11)

306.58 (periodo 12)

306.54 (período 13)

306.55 (periodo 14)

306.69 (periodo 15)

306.73 (periodo 16)

306.51 (periodo 17)

306.63 (periodo 18)

307.15 (periodo 19)

Finalmente, es importante tener en cuenta que la condiciones de operación (tensiones en la red y requerimientos de potencia reactiva, según consignas operativas solicitadas desde el Centro Nacional de Despacho) de una central de generación de energía eléctrica, inciden en la potencia activa que puede entregar en un momento dado. El hecho de que en la cota indicada anteriormente (2261.08 msnm), muy inferior a la calculada por el auditor ARTHUR ANDERSEN, la central generó una potencia promedio superior a 306 MW durante 12 períodos, es prueba suficiente de que la planta puede generar dicha potencia activa, y que por consiguiente, la cota determinada por el auditor no consulta la realidad.

De todo lo anterior se puede concluir que los criterios en los que el auditor ARTHUR ANDERSEN basó su concepto acerca de la discrepancia entre sus cálculos y el nivel mínimo técnico reportado por la Empresas Públicas de Medellín E.S.P. no tienen soporte en datos reales, que el valor que halló ha sido ampliamente superado por la operación comprobada del embalse y que, según lo expuesto en la comunicación 18623 de Integral S.A. está completamente sustentado. Por lo tanto, no existe la discrepancia a la que hace referencia el auditor ARTHUR ANDERSEN en su informe y, por consiguiente, no debe asumirse que el VD (Valor a distribuir), correspondiente a dicha planta es igual a cero.

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 (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 (Comunicación MMECREG – 3401 del 1 de noviembre de 2001) 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.

2. Si las 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 (Comunicación con Radicación CREG 010100 del 13 de noviembre de 2001):

1. Sobre el primer 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 4.5 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 el Anexo 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 EEPPM 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.

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 EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN 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 del embalse Río Grande II, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P., correspondiente a la respectiva 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 EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN 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