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Por la cual se somete a consideración de los agentes y demás interesados, una propuesta de modificación de la Resolución CREG-017 de 2002 sobre mecanismos de verificación de la disponibilidad declarada de las plantas o unidades de generación

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RESOLUCIÓN 86 DE 2003

(septiembre 11)

<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 auditoria de los parámetros consignados en el formato establecido en el Anexo No. 4 de esta Resolución y al CND, la contratación de la auditoria;

Que mediante Acuerdo No. 51 del 20 de enero de 2000, el CNO aprobó los criterios para la contratación de la Auditoria 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 auditoria 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 plantas y/o unidades de generación Barranquilla 3, Barranquilla 4, Tebsa, Flores 1 y Guajira, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa CORPORACIÓN ELÉCTRICA DE LA COSTA ATLÁNTICA, en adelante CORELCA, correspondiente a las mencionadas plantas y/o unidades de generación, 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 memoriales que reposan en la actuación;

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

1. ARGUMENTOS GENERALES DE DEFENSA DEL INTERESADO

En su memorial de defensa el interesado presenta, fundamentalmente, dos tipos de argumentos:  Los generales frente a las distintas presuntas discrepancias y los particulares sobre cada una de ellas y sobre cada planta y/o unidad de generación.  Los particulares se analizarán en cada parámetro con presuntas discrepancias y los primeros, se reproducen a continuación:

En comunicación con radicación CREG No. 001112 del 7 de febrero de 2002, manifestó lo siguiente:

“OBSERVACIONES A LOS PROCEDIMIENTOS UTILIZADOS POR LA AUDITORIA Y REFLEJADOS EN EL INFORME FINAL

En cuanto a la validación de los resultados entre el Auditor y agentes

El informe de Auditoria señala que se contactó con los agentes para aclarar diferencias en cada uno de los parámetros, sin embargo, ninguna aclaración debidamente sustentada por CORELCA fue tenida en cuenta para la elaboración del informe final, además de la realización de un proceso de validación directa del informe final.

En el capítulo III Metodología-, página 21 del documento, el auditor señala: “Un procedimiento normal de auditoria, desarrollado de acuerdo con Normas de Auditoria Generalmente Aceptadas, incluye un proceso de validación del informe final con el auditado, mediante el cual se discuten los resultados y conclusiones. Sin embargo, para el caso especifico de este proyecto no hicimos una validación del informe final con cada agente...”. Tal como lo reporto Arthur Andersen, para el caso especifico de esta auditoria, no se hizo una validación del informe final con cada agente, y no sería coherente validar los resultados de una auditoria que no cumple con las normas de Auditoria Generalmente Aceptadas.

- Adicionalmente, el auditor manifestó que: “ Esta circunstancia constituye una limitación en el alcance de nuestra auditoria, teniendo en cuenta que nuestro informe no está exento de eventuales errores de cálculos o interpretaciones, los cuales posiblemente habrían podido ser detectados y corregidos durante un proceso de validación directa de resultados con los agentes”. Lo anterior genera gran duda sobre la metodología seguida en esta auditoria y no permitiría utilizar sus resultados de manera confiable, máxime si de ello dependen las decisiones trascendentales que se piensan tomar, pues tal como la misma firma auditoria manifiesta de que el informe no está exento de errores, se estaría comparando las interpretaciones y cálculos de CORELCA con las de un patrón de cálculos e interpretaciones con márgenes de error desconocidos.

-  En el acuerdo 051 del CNO se establece dentro de los criterios generales que: “En los términos de referencia deberá establecerse el mecanismo para resolver conflictos conceptuales en aspectos técnicos, los cuales no se utilizaron, lo que demuestra las falencias con que se efectúo la auditoria”.

- Como justificación para la no realización del proceso de validación con cada agente, el auditor manifestó: “... teniendo en cuenta lo establecido en el artículo 51 del C.N.O en su numeral 1 Criterios Generales, inciso 5, El C.N.O no recibirá reportes intermedios. El informe final será entregado a la CREG, la cual podrá entregarlo al CNO”.

Consideramos que esta interpretación del auditor no es correcta, una cosa es la presentación de reporte y otra es que un trabajo de auditoria se haga como debe hacerse, bajo los parámetros señalados por la normatividad, es decir, que incluya la validación de resultados entre auditor y auditado. La no ejecución de esta validación, significa un trabajo de auditoria mal ejecutado, con lo cual no serían confiables sus resultados. Es importante resaltar que la validación debe hacerse como parte de la auditoria y no después de conocidos los informes.

El objetivo de la Auditoria.

El objeto de la auditoria, como se confirma en el acuerdo 051 del C.N.O., era establecer un juicio técnico que diera concepto sobre la razonabilidad de los procedimientos utilizados y análisis realizado por cada agente y no el de medir sus parámetros, a partir de la aplicación de una metodología propia.

En cuanto al informe final presentado

- Algunos de los parámetros auditados se verificaron con el CND y el ASIC, sin constatar la veracidad de esta información, desconociendo lo establecido en el acuerdo de la reunión CNO No.96, en donde los agentes a partir de julio de 1998 podrían utilizar su propia información para el calculo de los IH's y como parte de esta fecha no se había concertado con el CND, podrían existir discrepancias, por lo que si el agente las soportó y sustentó, debieron ser validadas.

- Según lo planteado en el documento, se deja entrever que la capacidad técnica del auditor en temas específicos, como los costos variables de combustibles, no fue la mas idónea, como se evidencia por los errores de interpretación de resoluciones, normas y fórmulas de cálculo, lo que demuestra errores o fallas por no existir un criterio claro y acertado para la evaluación de los parámetros reportados por los agentes. El auditor deja ver esto diciendo: “..teniendo en cuenta que nuestro informe no está exento de eventuales errores de cálculo o interpretaciones, los cuales posiblemente habrían podido ser detectados...”

-  La existencia de posibles discrepancias ó divergencias entre los valores dados por los agentes y los resultados por la auditoria que fueran en contra del agente, es decir, que reducen su posibilidad de acceder a un mayor valor del cargo por capacidad, implica a una mejor remuneración y en ningún caso debió ser presentado en el informe, lo que deja entrever el poco entendimiento de la finalidad y los objetivos buscando con esta auditoria.

-  Es necesario diferenciar el tratamiento de algún evento relacionado con los datos suministrados por los agentes, es decir, no es lo mismo que un agente se equivoque con la información, a que un agente entregue información errada, o no la entregue, o que a criterio del auditor, la información presente discrepancias no admisibles. “Adicionalmente, en todos los regímenes de responsabilidad civil existe una estratificación o graduación de sanciones o   penalización en función de la trascendencia o consecuencia de la conducta. Ello siendo consecuentes con el hecho de que en Colombia está proscrita la responsabilidad objetiva de tal manera que no es susceptible de sancionarse una conducta sin tener en cuenta el grado de culpabilidad como generadora del hecho”.

En cuanto al Consumo Térmico Específico y Capacidad Efectiva neta de las unidades Térmicas.

El protocolo de pruebas definido en el acuerdo 26 del CNO, tiene entre sus objetivos, medir la potencia que bajo condiciones promedio de sitio (temperatura media multianual), puede entregar una unidad o planta térmica, es decir medir la capacidad efectiva neta. Adicionalmente, se estableció que la prueba de capacidad efectiva neta y consumo térmico específico, se debía hacer a carga base, es decir a plena carga o máxima generación. Es evidente entonces, que la prueba no pretendía medir el valor máximo de potencia que la máquina puede entregar bajo la mejor condición de temperatura, sino bajo condiciones promedio de sitio.

Sin embargo, por lo señalado en los párrafos 3 y 5 de la página 31 del informe, parece que el auditor no tiene claridad sobre este hecho, ya que desconoce el contenido del protocolo de pruebas, o pareciera que tiene una confusión conceptual entre los términos carga base y capacidad máxima.

El auditor debió tener muy en cuenta para las unidades y plantas de generación que no pudieron efectuar pruebas en el año 1999, que el protocolo aprobado porel Consejo Nacional de Operación en el año 1998, no contemplaba la realización de las pruebas de Capacidad Efectiva Neta, por lo que para 1999 no existía un valor de referencia de pruebas de este parámetro y los agentes que las representan ante el mercado debían declarar a la CREG el valor de la capacidad efectiva neta de la planta que se encuentra inscrito en el ASIC / CND y no debía superar el valor del contrato de conexión.

El auditor debió considerar el marco regulatorio para el caso en que el resultado de la prueba de Capacidad Efectiva Neta sea mayor al valor declarado por el agente. La Res. CREG 030 de 1996 expresa que la capacidad efectiva no puede ser superior a la capacidad asignada en el contrato de conexión y si no se tuvo en cuenta lo anterior, el auditor pasó por alto los criterios generales para la contratación de auditoria de información para el cargo por capacidad, pues no tomó como base la revisión de todas las resoluciones vigentes y los acuerdos del CNO, establecida en el acuerdo 51.

No está claro en la metodología utilizada, cual fue el manejo que el auditor contratado por el CND, dio a los conceptos o validaciones sobre los procedimientos para el cálculo de los Factores de Conversión en plantas hidráulicas y del consumo térmico específico neto y capacidad efectiva neta de las plantas térmicas, consignados en los informes por los auditores contratados por cada uno de los agentes. En caso de que se presentaran discrepancias entre los conceptos de los dos auditores, no es claro cual concepto prevalecería.

En el numeral 4.1 de los criterios básicos para contratación de la auditoria, se estableció que dentro de las actividades del auditor, este debía comparar las capacidades reportadas por los agentes al CND con las capacidades obtenidas del informe de las pruebas de campo realizadas por Lee e Infante Ltda. En caso de  diferencia,  el  auditor solicitaría  a  los  agentes  las  explicaciones correspondientes, pero en ningún momento validó y confrontó las diferencias de las interpretaciones que podía tener.

En cuanto a los índices de Indisponibilidad Histórica –IH´s

La metodología no consideró que al verificar los eventos de la Bitácora de cada Planta, los eventos suministrados por los agentes y los eventos suministrados por el CND, se deben revisar la secuencia y consistencia de estos para poder determinar cual dato se considera válido. Es claro que en caso de duda, se debe dar prelación a los eventos de la bitácora. El auditor debió considerar como cierta la información proveniente de las bitácoras, según lo estipulaban los acuerdos 42 y 51 del CNO, o en su defecto verificar la validez y veracidad de los registros anotados por el CND.

Por otra parte, en el Acuerdo 51 se estableció que se debía revisar conjuntamente con los agentes los eventos reportados con los registrados en sus respectivas bitácoras. La revisión conjunta de los eventos reportados con los registrados en las bitácoras, entre el auditor y el agente, en algunos casos no se cumplió, por lo tanto, el auditor no cubrió el alcance solicitado.

Así mismo, el hecho de que la mayoría de agentes generadores utilicen otros registros diferentes a la bitácora de planta para complementar la información de eventos y disponibilidad, tales como las bitácoras de CRD's o el Informe Diario de Operación del CND, refleja el deseo de los agentes de tener en cuenta la totalidad de aspectos que reflejen fielmente la operación de sus unidades, por lo que esta información debió ser tomada como válida.

El auditor no fue estricto en cuanto a las longitudes de los registros y no siguió en este aspecto lo contemplado en el acuerdo 051 del CNO. Por ejemplo, el auditor expresa "recibimos del CND la información de eventos...... período octubre de 1996-diciembre de 1998", cuando el acuerdo establecía claramente que era hasta Junio de 1998.

De acuerdo con lo indicado en el informe, el auditor elaboró sus propias bases de datos; es decir, reelaboraron con base en sus criterios la clasificación de los eventos, internos o externos, entre otros.

No se ciñeron a los reportes indicados por los agentes y no expresaron los criterios utilizados para cambiar la clasificación de los mismos. Tampoco es claro que hayan utilizado el documento ISA UENCND-338 de agosto de 1998, "Resumen de metodologías, acuerdos y procedimiento para el cálculo de los IH's", y el documento "Glosario para el cálculo de los índices de indisponibilidad histórica IHS ", del 3 de agosto de 1999, para la clasificación mencionada.

Metodología para las plantas nuevas: En la página 75, el auditor expresa su interpretación de la res. CREG 113 de 1998 acerca de la aplicación para plantas nuevas, lo cual no es correcto y dista de la realidad, puesto que lo expresado textualmente por la resolución es lo siguiente:

-  Si una unidad aún no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, los IH's a utilizar son: a) primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna, b) segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas, 0.2 para unidades térmicas a carbón y 0.1 para unidades hidráulicas.

-   Si una unidad está en operación y tiene menos de 12 meses de operación, los índices a utilizar son: a) durante el primer año de operación de la unidad, el valor de la primera columna; desde el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas, 0.2 para unidades térmicas a carbón y 0.1 para unidades hidráulicas.

-   Si una unidad está en operación y tiene más de 12 meses de operación pero menos de 24 meses de operación, los índices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la segunda columna.

-  Si una unidad está en operación y tiene más de 24 meses pero menos de 36, los índices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la tercera columna.

Para mayor claridad de los  comentarios en  cuanto a la información de  eventos para el cálculo del IH, presentamos a continuación extractos de los acuerdos del CNO y de comunicación de Arthur Andersen de marzo 10 de 2000, en lo pertinente al tema de los IH's.

Acuerdo No. 51 del CNO de Enero 20/00:

-  Alcance del Auditor:

Revisar las bases de datos empleadas por los agentes contra: a) la del CND en el periodo octubre/96-junio/98 ó la actualizaciones que hayan hecho los agentes según lineamientos del CNO, y b) las bitácoras de las plantas en el período julio/98-septiembre/99.

- Actividades del Auditor:

Recibe del CND la información de eventos (resúmenes por tipo de hora) para el período octubre/96-junio/98.

Recibe de los agentes generadores los eventos detallados del período julio/98-septiembre/99.

Revisa conjuntamente con los agentes generadores los eventos reportados con lo registrado en sus respectivas bitácoras de las centrales del período julio/98-septiembre/99.

Acuerdo No. 42 del CNO de Nov. 17/99:

IH (%): Para el cálculo de estos valores se debe tener en cuenta lo estipulado en la Resolución CREG113/98 y la nota que aparece debajo de este cuadro en la Resolución 47/99 así como los acuerdos con respecto a los IH que ha hecho el Comité de Planeamiento Operativo Energético (CPOE) fundamentalmente en cuanto a clasificación de eventos de las unidades de generación en externos o internos para ser utilizados en el cálculo del IH.

El CND tiene disponible en el servidor la información de las horas a utilizar en el cálculo del IH hasta diciembre de 1998, así como los eventos de 1999. En todo caso los agentes informarán de acuerdo con su propia información y la validarán. La información vigente a partir del Acuerdo aprobado en la reunión No. 96 del 27 de mayo de 1999, ya está validada por los agentes.

Acuerdo de la reunión No. 96 del CNO de mayo 27/99:

Tratamiento de IH's.

El Consejo acuerda que antes del 30 de junio/98 las empresas deben revisar y enviar al CND todas las modificaciones que existan a la información básica de los eventos de todo tipo, correspondiente a los últimos 36 meses.

Numeral 3 de la comunicación de Arthur Andersen de Marzo 10/00:

"Si usted realizó cambios a los valores calculados por ISA para el período comprendido entre Octubre de 1996 y Diciembre de 1998, le agradecemos entregarnos las actualizaciones de eventos de disponibilidad que usted haya realizado de acuerdo a los lineamientos del CNO, con el respectivo soporte de actualización de dicho evento."

Teniendo en cuenta todo lo anterior, los agentes generadores podían reportar los eventos entre Julio/98 y Diciembre/98 con base en su propia información, si estos diferían de los eventos registrados en la base de datos del CND.

Por consiguiente, los eventos validados por los agentes con el CND comprenden hasta Junio/98, los eventos reportados por los agentes a partir de Julio/98 para el cálculo del IH debieron ser tomados como válidos, máxime teniendo en cuenta que se detectaron errores en la base de datos del CND, demostrados claramente por los agentes.

En cuanto al costo del Combustible

Consideramos un error grave el tomar como base para auditar el costo de combustible, la resolución CREG 055 de 1994, la cual indica la metodología para efectuar la oferta de precios en la bolsa de energía y en ningún momento para el reporte de parámetros o variables a la CREG referentes al Cargo por Capacidad.

La formación de los precios que trata la resolución 055 de 1994 es únicamente para la oferta de energía diaria y no refleja en ningún momento las condiciones contractuales en el suministro de combustible y transporte de que hablan las resoluciones CREG 047 y 059 de 1999.

Prueba de ello, es que en las resoluciones CREG 047 y 059 de 1999 se habla únicamente de costos variables de combustible y deberán reflejar condiciones contractuales, y no el costo incremental de combustible en el que se espera incurrir.

En la fórmula para la determinación de los costos, en el costo de suministro se incluye el impuesto de timbre como si se pagara dependiendo de los contratos take or pay que se tuvieran, y los impuestos son independientes de los niveles y tipo de contratación, se deben pagar sobre el consumo efectuado. la formula debió separar el impuesto de timbre como se hizo para lo referente al costo variable de transporte, en donde los impuestos no dependen de la cantidad contratada (ver página 120). La formula debió ser:

PP* (cmax - cdmin) + (pp * it)

                cmax

La frase "para el cálculo del costo variable para generar el ultimo Mw en generación máxima utilizamos..." de las páginas 119 y 120 no está de acuerdo en ningún momento con lo que era solicitado a los agentes en las resoluciones CREG 047 y 059 de 1999 y en el acuerdo 051 del CNO, por lo que no hay lugar a ninguna comparación de este dato calculado por el auditor con el reportado por los agentes.

Teniendo en cuenta que el auditor no aplicó la metodología correcta para determinar el parámetro combustible, las comparaciones entre sus cálculos y los reportados por los agentes, carecen de validez.

La resolución CREG 047 de 1999 modificó el articulo 4o de la resolución 113 de 1998, eliminando la obligatoriedad de los agentes térmicos a suscribir contrato de combustible en firme para participar en el cargo por capacidad, por lo que no entendemos el comentario del auditor de la página 121 en cuanto a los agentes con combustibles en firme, si esto no debió analizarse.

Por otro lado, y de acuerdo con lo expresado en el último párrafo, no se entiende la razón por la cual el auditor calcula el costo variable de generar el último MW, si la resolución CREG 059 de 1999 establece claramente que lo que se debe determinar es el costo variable de generación a plena carga y no el del último MW.

La fórmula planteada en la página 120 para calcular el costo variable del transporte es incorrecta, pues el impuesto de transporte y la cuota de fomento se debe calcular considerando la tarifa total de transporte y no la tarifa del cargo por capacidad, como lo hace el auditor.

Nuevamente, no se entiende por qué el auditor calcula el costo variable de generar el último MW, si la resolución CREG 059 de 1 999 establece claramente que lo que se debe determinar es el costo variable de generación a plena carga y no el costo de generar el último MW.

De acuerdo con lo señalado en el párrafo 1 de la página 121, el auditor calculó dos valores para el combustible: El costo variable promedio y el costo variable incremental para cada unidad. Sin embargo, por lo señalado en el informe, no se alcanza a percibir cuál es el objetivo de utilizar dos metodologías para calcular el costo de combustible, lo que demuestra que el auditor no tenia claridad sobre como interpretar las resoluciones antes mencionadas.

En este punto queremos señalar, que el cálculo del costo incremental de combustible solo debe obedecer a propósitos meramente informativos. Ahora, si este valor sirvió de base o se utilizó para realizar la comparación o auditoria de los costos variables de combustibles reportados por los agentes, consideramos que es un error del auditor, pues como lo establece la resolución CREG 059 de 1999, estos costos “...corresponderán al costo variable para generar a la máxima capacidad neta de la planta ó unidad térmica...”.  

El párrafo 3 de la página 121 indica que el auditor se dio a la tarea de verificar sí las cantidades garantizadas en los contratos de gas, cubren el consumo máximo de las unidades. Nuevamente no se entiende por qué razón y con qué objetivo el auditor se ocupa de este asunto, cuando esto no está dentro del alcance de la auditoria y no es un elemento a verificar.

Adicionalmente, y constatando con Ecopetrol, las cifras presentadas en lo referente al porcentaje de agentes que tienen cubierto su consumo máximo, no son correctas. Las plantas que tienen contratado en firme el total de sus requerimientos no superan el 10%, y por otro lado, no hay una planta que tenga contratado en firme más de la totalidad de su consumo

El costo del transporte de combustible tampoco está adecuadamente registrado, pues no aplica el impuesto de transporte y la cuota de fomento sobre la totalidad de los costos variables (en su interpretación aplica estos impuestos solamente sobre el cargo por capacidad, en su componente fija y variable).

Con fundamento en las consideraciones antes expuestas, sobre las inconsistencias y dificultades encontrados en la aplicación de la metodología aplicada en la Auditoria realizada por la firma Arthur Andersen, se refleja una inexperiencia en este tipo de trabajos, así como la poca comprensión del producto final esperado y sus consecuencias, así como del corto tiempo de realización, por consiguiente consideramos que los resultados de esta Auditoria carecen de validez al no ajustarse dentro de la legalidad y normatividad aplicada por la CREG, lo que conlleva a dejar sin efectos su contenido, y por ende, no debe surtir ningún efecto para lo establecido en la resolución CREG 047 de 1999 y la resolución CREG 082 de 2000, concerniente el Cargo por Capacidad del período 1999 - 2000.

[...]

FUNDAMENTOS      LEGALES     EN    QUE   SE   SUSTENTAN    NUESTRAS PETICIONES PARA LA REVOCATORIA DE LA PROVIDENCIA IMPUGNADA Y OBJECION AL INFORME DE AUDITORIA

La revocatoria que se plantea a efectos de que se revoque la providencia calendada noviembre 27 de 2.000, por medio de la cual se corre traslado a las empresas de plantas Generadoras del informe de auditoria presentado por la firma ARTHUR ANDERSEN, respecto al calculo del Cargo por Capacidad en el mercado mayorista de electricidad correspondiente al periodo comprendido 1.999-2.000, tiene su asidero legal en las siguientes normas, las cuales se vulneraron en su integridad por la firma auditora en la presentación de su informe, el cual de mantenerse, se le estaría violando a la empresa CORELCA S.A. E.S.P, sus derechos fundamentales Constitucionales del DEBIDO PROCESO Y DERECHO A LA DEFENSA, que consagra nuestra Constitución Política en su artículo 29.

Dentro de los fines esenciales de un Estado de Derecho se encuentran, el garantizar la efectividad de los principios, derechos y deberes consagrados en la Constitución, debiendo las autoridades sujetarse en todas sus actuaciones a la Carta y la Ley (Artículos 1 y 2 C.P.) No pueden por vía de interpretación crearse restricciones, limitaciones o requisitos, ni tampoco, pretender aplicarse sanciones o deducirse consecuencias negativas para los particulares, porque ello implicaría una clara violación al principio de legalidad que sustenta el Estado Social de Derecho.

Tampoco pueden las autoridades públicas establecer, ni exigir requisitos adicionales o permisos para ejercer actividades o derechos que hayan sido reglamentados de manera general, de acuerdo con lo previsto en el artículo 81 de nuestra Constitución Política.

Finalmente, también hay que anotar que no se podría llegar a presumir que el VD correspondiente a las Plantas de CORELCA es igual a cero, desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno de este período, ya que de conformidad con lo previsto en la Ley 142 de 1994, las penas o multas que se impongan a los agentes deben ser proporcionales al efecto que producen, por lo que no podría quitárseles la totalidad del Cargo por Capacidad desde el 9 de junio de 2000, porque ello es mucho mayor y no guardaría proporcionalidad con la conducta, lo que podría llevarlas a ser confiscatorias, sanciones que están expresamente prohibidas por el artículo 34 de nuestra Constitución Política.

De otra parte, hay que tener en cuenta que la CREG solamente puede imponer sanciones en las circunstancias expresamente señaladas por la Ley 142 de 1994, siempre que se ajusten a las normas y principios generales del derecho administrativo disciplinario. No está autorizada para crear nuevas sanciones o fijar para casos particulares procedimientos singulares, como lo hizo con las Resoluciones CREG 047 de 1999 y 082 y 083 de 2000, puesto que de conformidad con nuestro régimen legal y la Jurisprudencia, las sanciones que se establezcan deben estar descritas en norma previa, y tener un fundamento legal, y por tanto, su definición no puede estar delegada en la Autoridad Administrativa, teniendo en consideración el hecho de que la Carta Política condiciona la potestad reguladora del Presidente de la República, a que ella se haga con sujeción a la Ley, no para adicionarla ni complementarla. (articulo 370 C.P.)

En consecuencia con la sanción que eventualmente llegara a imponerse a los Agentes Generadores relacionada con el Cargo por Capacidad correspondiente al período 1999-2000, con tales graves alcances, incluso dando efectos retroactivos a una disposición, se estarían quebrantando los principios de legalidad, proporcionalidad de la actividad sancionadora y el debido proceso. (art. 113, 114, 150, 370 de la Constitución Política).

1. Naturaleza Jurídica de la CREG

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, es, como su nombre lo indica, una agencia del estado con funciones propias de regulación dentro de los sectores de energía eléctrica y de gas combustible.

Como actividad del Estado, la regulación se encuentra claramente definida en la ley 142 de 1994 como ". ..aquella facultad de dictar normas de carácter general o particular en los términos de la Constitución y de esta ley [Ley 142 de 1994] para someter la conducta de las personas que prestan los servicios públicos domiciliarios a las reglas, normas, principios y deberes establecidos por la ley y los reglamentos."

En este sentido, dentro del Estado Colombiano, al concepto de regulación se le opone el de control, el cual se ejerce sobre las actuaciones que realicen los agentes dentro del marco normativo  dentro del cual se incluye por supuesto la regulación de acuerdo con lo que señalan los artículos 370 de la Constitución Nacional, y 73 y 105 de la 142 de 1994.

En efecto, tal y como se desprende de la simple lectura del artículo 370 de la Constitución Nacional, la función de control sobre los agentes prestadores de los servicios públicos domiciliarios, es ejercida de manera exclusiva por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, lo que implica que ni el legislador, ni mucho menos el regulador como entidad creada por la ley, puedan abrogarse (sic) tales facultades y funciones ya que su actuación sería completamente inconstitucional.

Adicionalmente, cuando la regulación pretende adoptar el papel del organismo de control, esta incurriendo en una clara violación del artículo 105 de la Ley 142 de 1994, que de manera expresa señala lo siguiente:

“105. 3.   Se mantendrá una estricta separación entre las funciones de regulación, que se ejercerán a través de las comisiones, y las de control y vigilancia, que se ejercerán por el Superintendente y sus delegados"

De manera que en el caso particular que nos ocupa, en el momento en que el regulador asuma las funciones de control y vigilancia -como en efecto pretende-que la ley no solamente no le asigna, sino que además ubica tal responsabilidad en una entidad completamente diferente, incurre en un desvío de poder. Esto es así en la medida que en un primer momento la CREG determinó una sanción e incluso un proceso administrativo, tendiente a sancionar las conductas de los agentes cuya información remitida tuviera diferencias con aquellos datos que corroborara el Auditor.

En este punto es importante recordar que el artículo 6o de la Constitución Política señala lo siguiente:

"Articulo 6o. Los particulares sólo son responsables ante las autoridades por infringir la Constitución y las leyes. Los servidores públicos lo son por la misma causa y por omisión o extralimitación en el ejercicio de sus funciones”

De todo lo anterior, es posible concluir que, la CREG no solamente no debió expedir la norma en comento, sino que además no puede imponer sanción alguna, así ésta esté cobijada con una denominación distinta, que en cualquier caso tiene consecuencias jurídicas típicas de una sanción.

También es posible concluir que la CREG debió dar traslado a la Superintendencia de Servicios Públicos, para dar cumplimiento estricto a los mandatos de la ley, y de esta manera evitar invadir la competencia que constitucionalmente le pertenece a otra entidad.

2. Naturaleza Jurídica de las sanciones o consecuencias jurídicas de las Resoluciones CREG 047 de 1999 y 082 de 2000

Ahora bien, expuesto lo anterior, es importante que la CREG conozca las observaciones de carácter jurídico, con base en las cuales se adelanta la actuación administrativa y se pretende imponer sanciones a CORELCA.

En un primer momento, la CREG determinó en el artículo 2 de la Resolución CREG 047 de 2000, lo siguiente:

"Si como resultado de la auditoria, se detectan discrepancias con el valor de los parámetros reportados por los agentes,  se notificará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliados, de manera inmediata se asumirá que la CRR de la planta y/o unidad de generación correspondiente será igual a cero hasta que finalice la siguiente estación de invierno. Adicionalmente la planta y/o unidad de generación en cuestión no seré tenida en cuenta para el cálculo del Cargo por Capacidad en la siguiente estación de verano, es decir, para esta estación su CRT será igual a cero.

La CREG podrá ejercer las atribuciones contenidas en el artículo 81 de la Ley 142 de 1994 y en la Resolución CREG 064 de 1998, cuando verifique que la ocurrencia de los eventos contemplados en el inciso anterior; se circunscribe dentro de las situaciones previstas en el inciso final del artículo 73 de la ley 142 de 1994."

El texto de la Resolución establece entonces tres tipos de consecuencias distintas, derivadas del envío incorrecto de información a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, para efectos de determinar el Cargo por Capacidad.

La primera de las consecuencias es la de informar a la Superintendencia de Servicios Públicos de la anomalía, para que ésta cumpla con sus funciones constitucionales y legales lo cual por supuesto esta en plena armonía con el Estado de Derecho.

La segunda consecuencia, es la imponer una sanción a todos aquellos agentes a los cuales se les hubiere encontrado una diferencia, consistente en asumir que la CRR seria igual a cero hasta que finalice la estación de invierno y adicionalmente no podía acceder al cálculo del cargo por capacidad de la siguiente estación de verano; esta segunda consecuencia es claramente una sanción, violatoria del debido proceso - como efectivamente la CREG lo aceptó con posterioridad- y carente totalmente de fundamento jurídico, no sólo porque la CREG no puede imponer sanciones, sino además porque las sanciones administrativas deben ser el resultado de un proceso de análisis antes de ser impuestas.

La tercera consecuencia, es la imposición de una sanción de aquellas que se establecen en el artículo 73 de la ley 143 de 1994, que son las únicas que la CREG puede implementar de acuerdo con lo establecido por el legislador, y por lo tanto estás se ajustan plenamente a derecho.

Corresponde entonces fundamentar las razones por las cuales CORELCA considera que la segunda de las consecuencias es ilegal, de lo cual me ocuparé a continuación:

a.   Es ilegal por cuanto el regulador solamente puede establecer las sanciones derivadas del artículo 73 de la ley 142 de 1994, cuyo aparte pertinente señala:

"Salvo cuando esta ley diga lo contrario en forma explícita, no se requiere autorización previa de las comisiones para adelantar ninguna actividad o contrato relacionado con los servicios públicos; ni el envío rutinario de información. Pero las comisiones, tendrán facultad selectiva de pedir información amplia, exacta, veraz y oportuna a quienes prestan los servicios públicos a los que esta ley se refiere, inclusive si sus tarifas no están sometidas a regulación. Quienes no la proporcionen, estarán sujetos a todas las sanciones que contempla el artículo 81 de la presente ley. En todo caso, las comisiones podrán imponer por sí mismas las sanciones del caso, cuando no se atiendan en forma adecuada sus solicitudes de información."

De manera que el regulador, tiene limitadas sus funciones en lo que respecta a la imposición de sanciones, las cuales, dicho sea de paso, por ser de carácter excepcional, son de interpretación y aplicación restrictiva.

En este sentido la Doctrina ha señalado que el ejercicio de la potestad sancionadora del Estado, debe ser ejercida dentro de los precisos términos que determina la ley y por la autoridad legalmente establecida para el efecto. En efecto, el doctrinante Alejandro Nieto, en su libro "El Derecho Administrativo Sancionador" señala lo siguiente:

"Lo esencial es, con todo, que se reconoce la existencia de límites, cualesquiera que sean, como contrapeso al ejercicio de la potestad sancionatoria, y cuya eficacia real puede ser grande desde el momento en que - según se puntualiza -, estos límites, contemplados desde el punto de vista de los ciudadanos, se transforman en derechos subjetivos de ellos, y consisten en no sufrir sanciones sino en los casos legalmente prevenidos, y de autoridades que legalmente puedan imponerlas"

Evidentemente la CREG no es la autoridad que pueda imponer sanciones derivadas de los efectos de la información errónea en el Cargo por Capacidad, sino a lo sumo, la de imponer sanciones por el no envío de información.

b. Adicionalmente resulta ilegal, por cuanto establece una consecuencia automática, sin observar en el derecho al debido proceso, el cual resulta cumplimiento, tal y como lo estableció recientemente el Honorable Consejo de Estado de la siguiente manera;

“Adicionalmente, se advierte que en la sentencia C-160 de 1998 la Corte Constitucional condicionó la exequibilidad de las expresiones demandadas del artículo 651 del estatuto tributario (relativas a los errores en el suministro de les informaciones) a que 'los errores generaran daño”, precisando al efecto que "no todo error cometido en la información que se remite a la administración, puede generar las sanciones consagradas en la norma acusada”, que los errores requieren ser analizados y evaluados por la administración antes de imponer la correspondiente sanción" y que “la administración está obligada a demostrar que el error lesiona sus intereses o los de un tercero", por lo que al respecto destacó que 'los errores que, a pesar de haberse consignado en la información suministrada, no perjudiquen los intereses de la administración, no pueden ser sancionados"

Con posterioridad a la expedición de la Resolución 047 de 1999, la CREG, consiente de los graves errores de carácter jurídico en que incurrió, y por ello expidió la Resolución 082 de 2000, en la cual estableció entre otras normas las siguientes:

"En cumplimiento de lo dispuesto por el Articulo 10, inciso 4, de la Resolución CREG-116 de 1996, modificado por el Artículo 2 de la Resolución CREG-047 de 1999, si como resultado de las decisiones producidas  en  las  respectivas  actuaciones  administrativas,  las discrepancias en los valores de los parámetros reportados son confirmadas para una planta y/o unidad de generación, el ASIC procederá a reliquidar las cuentas del respectivo agente, asumiendo que desde la fecha de presentación del informe de auditoria (9 de junio de 2000) su VD (Valor a Distribuir) es igual a cero (0), hasta el final de la estación de invierno.

El agente acordará con el ASIC un cronograma de devolución de los valores recibidos en el referido período, con los intereses correspondientes  a la tasa de interés bancario corriente, certificada mensualmente por la Superintendencia Bancaria, en un término máximo equivalente al período durante el cual los estuvo recibiendo y, de no cumplirse con el cronograma, el ASIC podrá descontar parcial o totalmente dichas devoluciones de los ingresos por venta de energía del agente, con los respectivos intereses, de acuerdo con el referido cronograma.

La diferencia entre el valor a recaudar para la totalidad del sistema y el valor a distribuir de los agentes que no presentan discrepancias, será asignada a los comercializadores en proporción a la demanda del mes. El valor asignado al comercializador se deberá considerar como un menor valor del costo de compra de energía y será deducido en el componente G del Costo Unitario de prestación del servicio del comercializador para su mercado regulado, y deberá ser reconocido a los Usuarios No Regulados en los respectivos contratos, inmediatamente sea asignado el valor señalado."

Al igual que la Resolución 047 de 1999, la CREG mediante la Resolución 082 de 2000, determinó una sanción derivada de los errores en el envío de la información relevante para el cálculo del Cargo por Capacidad y por lo mismo tiene un vicio en su legalidad según los argumentos a los cuales se hizo referencia.

En el caso de la Resolución 082 de 2000, la CREG si bien comprobó diferencias respecto de la información enviada por CORELCA y la información auditada, no puede ex ante determinar la existencia ni del enriquecimiento por parte de CORELCA ni del empobrecimiento correlativo de otro agente y mucho menos de los usuarios.

De manera que, aunque cuando se argumente que las consecuencias derivadas de la conducta no son una sanción - lo cual resulta en si mismo una contra evidencia- y se pretenda introducir dentro de la figura del enriquecimiento sin justa causa, tampoco resulta ajustado a derecho.

En consecuencia, la figura jurídica utilizada por el regulador, no es aplicable, y no puede servir de sustento para despojar a CORELCA del Cargo por Capacidad

3.  Aplicación de la Ley y de las normas en el tiempo

Finalmente, resulta indispensable poner de presente a la CREG, la imposibilidad de sancionar o de despojar a CORELCA de los recursos del Cargo por Capacidad, aún cuando se haga caso omiso de los argumentos legales hasta ahora expuestos, por cuanto la norma que sancionaba la conducta en que incurrió el agente dejo de existir, y en su defecto se impuso otra diferente que no puede tener efectos retroactivos.

En efecto, la Resolución 047 de 1999 se expidió con anterioridad a la fecha en que los agentes estaban obligados a enviar la información a la CREG, y en esa medida, era aplicable y exigible a los agentes, salvaguardando los defectos de carácter legal expuestos hasta el momento en el presente documento. El texto de la norma en comentó señaló:

"ARTÍCULO 2o. El Artículo 1o. de la Resolución CREG-116 de 1996 quedará así:

Verificación de Parámetros. Las empresas deberán actualizar anualmente los datos de acuerdo con el formato que se muestra en el Anexo 4o. de la presente Resolución. Dicho formato deberá ser remitido a la CREG firmado por el representante legal, antes del 10 de noviembre del año en el cual se va a calcular el Cargo por Capacidad. La CREG enviará antes del 15 de Noviembre copia de esta información al CNO para su información, y al CND para efectuar el cálculo respectivo.

Las plantas y/o unidades de generación de las empresas que no cumplan con el plazo establecido en el presente Articulo, o que diligencien en forma parcial la información solicitada en el formato, no serán tenidas en cuenta para el calculo del Cargo por Capacidad del período en cuestión, es decir, su CRT será igual a cero.

El CNO diseñará, antes del 31 de enero del año 2000, un mecanismo de auditoria de los parámetros consignados en el formato establecido en el Anexo No. 4 de la presente Resolución, el cual deberá incluir los criterios de selección de la muestra. La contratación de las auditorias estará a cargo del CND y éstas deberán efectuarse durante la respectiva Estación de Verano.

Si como resultado de la auditoria, se detectan discrepancias con el valor de los parámetros reportados por los agentes,  se notificará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliados, de manera inmediata se asumirá que la CRR de la planta y/o unidad de generación correspondiente será igual a cero hasta que finalice la siguiente estación de invierno. Adicionalmente la planta y/o unidad de generación en cuestión no será tenida en cuenta para el cálculo del Cargo por Capacidad en la siguiente estación de verano, es decir, para esta estación su CRT será igual a cero.

La CREG podrá ejercer las atribuciones contenidas en el artículo 811 de la Ley 142 de 1994 y en la Resolución CREG 064 de 1998, cuando verifique que la ocurrencia de los eventos contemplados en el inciso anterior se circunscribe dentro de las situaciones previstas en el inciso final del artículo 73 de la ley 142 de 1994."

Sin embargo, con posterioridad, el artículo 4o de la Resolución 082 de 2000, derogó el artículo 2o de la Resolución 047 de 1 999, cuando señaló lo siguiente:

"ARTICULO 4o. Derogar la parte final del inciso 4 del Artículo 10o. de la Resolución CREG-116 de 1996, modificado por el Artículo 2o. de la Resolución CREG-047 de 1999, específicamente en cuanto establece que:

“Adicionalmente la planta y/o unidad de generación en cuestión no será tenida en cuenta para el cálculo del Cargo por Capacidad en la siguiente estación de verano, es decir, para esta estación su CRT será igual a cero. ""(Subraya fuera de texto)

De manera que el fundamento legal que sancionaba la conducta fue derogado, es decir, dejó de existir, y por tanto no puede imponerse sanción alguna, aún cuando -se insiste - se subsanen los vicios legales a los cuales se ha hecho referencia, es decir, que si bien existió una norma que sancionaba el envió de información errónea para el cálculo del Cargo por Capacidad en el año de 1999, ésta es inaplicable, y por tanto la conducta como tal no puede castigarse.

En este sentido, solamente podrán someterse al procedimiento y sanciones previstas en la Resolución 082 de 2000, aquellas agentes que con posterioridad a la entrada en vigencia de la Resolución en mención, incurran en la conducta tipificada, pero no sobre aquellos que incurrieron en la conducta en el pasado, ya que esto implicaría que la Resolución 082 de 2000 tendría efectos retroactivos, lo cual claramente es contrario a los principios de derecho.

Vale la pena recordar que en el derecho administrativo es permeable a los principios generales del derecho penal, tal y como lo ha reiterado la Corte Constitucional de la siguiente manera:

“La potestad punitiva del Estado, como se vió antes, engloba el conjunto de competencias asignadas a los diferentes órganos para imponer sanciones de variada naturaleza jurídica.  Por ello, la actuación administrativa requerida para la aplicación de sanciones, en ejercicio de la potestad sancionadora de la administración - correctiva y disciplinaria- está subordinada a las reglas del debido proceso que deben observarse en la aplicación de sanciones por la comisión de ilícitos penales”

En este orden de ideas, no es posible pretender, como lo hace la regulación, aplicar una norma expedida en el año 2000, a una conducta realizada en el año 1999, ya que la norma penal especialmente, no puede tener efectos retroactivos.

Tampoco es posible, realizar interpretaciones analógicas y extensivas que amplíen de manera artificial el alcance real de la norma; así entonces, “en el campo penal rige el principio de legalidad, según el cual el comportamiento eventualmente punible debe estar previa y expresamente previsto en la ley penal, al igual que la pena"

CONSIDERACIONES FINALES

- La información enviada por CORELCA se basó en el principio de buena fe establecido en la constitución política. Por esto, la Administración no puede implementar sanciones o consecuencias jurídicas, sin valorar en debida la naturaleza de sus actos, sus motivos y sus consecuencias. En ese sentido, manifestó el Consejo de Estado lo siguiente:

"En primer término se destaca que de conformidad con lo previsto en el artículo 83 de la Constitución la buena fe se presume. Igualmente el legislador dispuso en el articulo 769 del Código Civil que “la buena fe se presume, excepto en los casos en que la ley establece la presunción contraria" y que "en todos los otros (casos) la mala fe deberá probarse"

- Para el caso del cálculo de los índices de indisponibílidad históricos, la empresa auditora no realizó el proceso de verificación y validación directa de la información con CORELCA. Adicionalmente, esta empresa mencionó en su informe (Pag 21) que sus cálculos e interpretaciones no están exentos de errores, los cuales probablemente se pudieron corregir con el proceso de validación directa con los agentes, lo cual es también una violación al debido proceso.

No se pueden tomar como ciertas las conclusiones del auditor sobre los IH's pues existe un grado de incertidumbre totalmente desconocido sobre los cálculos e interpretaciones que tuvieron en cuenta para emitir sus cálculos y diferencias.

- El auditor desconoció flagrantemente los acuerdos, resoluciones, actas del CNO y documentos que sirvieron como soporte del agente para el reporte de la información utilizada para el Cargo por Capacidad del verano 1999-2000

- Con respecto a los cálculos de los costos de combustibles, existe incoherencia en los juicios emitidos por el auditor, pues se basaron en metodologías propias y diferentes a lo establecido en la resolución CREG-059/99 y el acuerdo CON 042.

- No está comprobado que los supuestos errores encontrados por el auditor en la información enviada causó un daño ya sea a la administración o a un tercero, por lo que tampoco debería proceder sanción alguna, así como tampoco ningún tipo de consecuencia.

- Como argumento adicional a las posiciones antes planteadas, quisiéramos, de manera respetuosa, poner de presente ante la CREG algunos argumentos de derecho lo cuales consideramos importantes dentro del análisis de la situación en particular, y sin duda en el contexto de las Resoluciones 047 de 1999 y 082 de 2000:

a. La CREG no tiene dentro de sus facultades la imposición de sanciones, distintas de aquellas derivadas del artículo 73 de la Ley 142 de 1994.

b. La CREG no debe tener en cuenta un proceso de análisis en la cual se valore la naturaleza del error, y sus efectos.

c. La CREG no puede castigar una conducta cuya fuente regulatoria fue derogada de manera expresa por una Resolución posterior, que a su vez no puede tener efectos retroactivos.

PRETENSIONES:

Con fundamento en las anteriores consideraciones de tipo legal, técnico y fáctico, de manera respetuosa objetamos el Informe de Auditoria presentado por Arthur Andersen, teniendo en cuenta que adolece de graves inconsistencias, solicitándole comedidamente a la CREG que lo desestime como fundamento para continuar las diligencias administrativas tendientes a establecer si como consecuencia de haber encontrado discrepancias en el valor de los parámetros reportados para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000 de las plantas y/o unidades de Generación Barranquilla 3, Barranquilla 4, Tebsa, Flores 1 y Guajira, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir) correspondiente a estas plantas y/o unidades de generación, a favor de la empresa CORPORACION ELECTRICA DE LA COSTA ATALNTICA, es igual a cero (o) desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno de este período.

Igualmente se solicita que el Informe se aclare determinando que Barranquilla 3, Barranquilla 4, Tebsa, Flores 1 y Guajira no presentaron discrepancias en los valores reportados, y que la confusión se debió a las fallas antes presentadas por parte de la firma de Auditoria, y que se corrige con base en las explicaciones e información contenidas en el presente escrito.

1. CAPACIDAD EFECTIVA NETA

        

1.1. Barranquilla 4

Sobre este parámetro el auditor considera que aunque “El CNO autorizó no realizar la prueba. El agente reportó el valor registrado en el MEM sin sustentación técnica.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta lo siguiente:

3. En cuanto a la Capacidad Efectiva Neta.

El auditor encontró una supuesta discrepancia en la unidad Barranquilla 4, pues CORELCA, según el auditor debió reportar en este parámetro 0 MW y no 65 como lo hizo CORELCA, con una observación: "El CNO autorizó no realizar prueba. El agente reportó el valor registrado en el MEM sin sustentación técnica"

Es necesario recordar que anexo a la información enviada para el cargo por capacidad,  CORELCA envió el soporte de esta información  mediante comunicación No. 003544 del 9 de mayo de 2000, en la  cual  se  especificó  que dado que la planta Barranquilla 4 se encontraba en Overhaul desde el 2 de septiembre de 1999, se tomó la capacidad efectiva inscrita en el MEM, lo cual es demostrativo y evidente la buena fe del agente.

Basado en la reunión 106 así como el acuerdo No. 33 del CNO desprendido de la misma reunión, el auditor coloca en sus observaciones que el Consejo autorizó no realizar las pruebas, sin embargo, el mismo auditor no consideró que las pruebas realizadas en el año 1998 midieron únicamente valores de consumo térmico especifico y no capacidad efectiva neta.

El ámbito de la aplicación de la resolución CREG 001 del 16 de enero de 1996, por la cual se fijan las reglas previas a la entrada en vigencia de un cargo por capacidad en el mercado mayorista de energía eléctrica, en su articulo 2o. “Ámbito de Aplicación: Esta resolución se aplica a todos, los agentes económicos que generan o comercializan energía eléctrica en el mercado mayorista de electricidad", lo cual incluye la unidad Barranquilla 4, y no es posible que entre al modelo con una capacidad efectiva de 0 MW, pues carece de toda racionalidad, máxime si es verificable que la unidad, posterior al mantenimiento realizado, estuvo disponible y en servicio aportando mucho mas confiabilidad que la realmente remunerada.

Durante el año 1999 no fue posible la realización de la prueba que incluía consumo térmico específico y capacidad efectiva neta basados en el procedimiento establecido por el acuerdo No. 26 del 30 de julio de 1999, es decir, solo un mes antes de su indisponibilidad, en el cual no fue posible la programación, realización y entrega de los resultados de una prueba que midiera además del consumo térmico específico medido en el año 1998, la capacidad efectiva neta.

En el acuerdo CNO No. 42 se especifica que la Capacidad Efectiva Neta para llenar los cuadros de la información a reportar para cargo por capacidad, corresponde a "La máxima cantidad de potencia neta que puede suministrar una planta y/o unidad de generación en condiciones normales de operación medida en la frontera comercial”. Lo anterior es coherente con el dato reportado por CORELCA para la unidad Barranquilla 4, lo cual es comprobable con los archivos de las capacidades efectivas inscritas en el MEM para cada una de las unidades o plantas del sistema interconectado nacional.

En los datos de generación de la unidad que se reportan al MEM se puede comprobar que la capacidad efectiva de la unidad Barranquilla 4 es distinta de cero Mw (0 Mwh) como lo insinúa el auditor.

Por lo planteado anteriormente y de manera respetuosa reiteramos nuestra solicitud de que se sirvan desestimar la supuesta discrepancia encontrada en el valor de capacidad efectiva neta de la unidad Barranquilla 4 reportada por CORELCA y presentada en el Informe de Auditoria presentado por Arthur Andersen, pues como expresamos y analizamos anteriormente, no existieron.”

Posteriormente y ante la solicitud de la CREG de que le remitiera para que obrara como prueba dentro de la actuación, el contrato de conexión de la planta y/o Unidad de Generación Barranquilla 4, así como las pruebas de Heat Rate del año 1998, CORELCA manifestó en comunicación No. 03428 del 8 de mayo de 2002 que debido a que los activos de conexión son de propiedad de Tebsa E.S.P, no existe contrato de conexión en la unidades Barranquilla 3 y 4 y remitió  copia del resultado de la prueba  de Consumo Térmico Específico de la Barranquilla 4.

El CNO en su condición de autor del mecanismo de auditoria 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 de conformidad con 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 en Unidades Térmicas, expresó lo siguiente:

“El auditor debió tener en cuenta para las unidades y plantas de generación que no pudieron efectuar pruebas en el año 1999, que el protocolo aprobado por el Consejo Nacional de Operación en el año 1998,  no contemplaba las pruebas de Capacidad Efectiva Neta, por lo que para 1999 no existía un valor de referencia de pruebas de este parámetro y los agentes que las representa en el mercado debieron declarar a la CREG el valor de la capacidad efectiva neta inscrito en el ASIC y en el CND.

El auditor debió considerar el marco regulatorio para el caso en que el resultado de la prueba de Capacidad Efectiva Neta sea mayor al valor declarado por el agente. La Res. CREG 030 de 1996 expresa que la capacidad efectiva neta no puede ser superior a la capacidad asignada en el contrato de conexión y si no se tuvo en cuenta lo anterior el auditor pasó por alto los criterios generales para la contratación de auditoria de información para el cargo por capacidad, pues no tomó como base la revisión de todas las resoluciones vigentes y lo establecido en el acuerdo 51 del C.N.O.”

Como prueba dentro de la actuación se ordenó al CNO informar de conformidad con el Acuerdo No. 51 del 20 de enero de 2000 expedido por el CNO, específicamente, con lo dispuesto en su numeral 4.1,  Alcance, numeral 2, si para el cálculo del Cargo por Capacidad de la referencia el CNO autorizó no realizar la prueba de Capacidad Efectiva Neta en la unidad térmica Barranquilla 4 y si el valor declarado para esta unidad (65 MW) corresponde a lo aprobado expresamente por el CNO.

 A esta solicitud de información el CNO respondió lo siguiente:

“.-El Consejo, en su reunión del 04 de octubre de 1999, acta N⁰ 106, en el punto del Orden del Día, Informe de Comités, en lo relacionado con el Comité de Operación, decidió:

“Para Barranquilla 4, teniendo en cuenta que explotó la caldera y por lo tanto, no se puede realizar la prueba, se solicita tomar el Heat Rate del año anterior. El consejo aprueba la solicitud".

Decisión que se plasmó en el Acuerdo N⁰ 033 del 4 de octubre de 1999 que dice:

"TERCERO: Para Barranquilla 4 se tomará el Heat Rate utilizado en 1998."

Dicho Heat Rate fue determinado por el Consejo, en su Acuerdo N⁰ 04 del 19 de noviembre de 1998, en su artículo 8:

OCTAVO: Los parámetros para las plantas enunciadas a continuación son los siguientes:

...............................................

Heat Rate de Termobarranquilla IV es de 10492 BTU/kWh

................................................

En lo que se refiere a la medición de la Capacidad Efectiva Neta, el Acuerdo 42 del 17 de noviembre de 1999, la definió de la siguiente manera:

"CAPACIDAD EFECTIVA NETA: La Capacidad Efectiva Neta se define como “la máxima cantidad de potencia neta que puede suministrar una planta y/o unidad de generación en condiciones normales de operación medida en la frontera comercial". Se calcula como la Capacidad Nominal menos el Consumo propio de la planta y/o unidad de generación. En caso de que una unidad tenga capacidad neta diferente a las demás que conforman la planta, se deberá especificar su capacidad. Se debe tener en cuenta para el cambio de este parámetro el protocolo de pruebas de heat rate y capacidad neta aprobado por el CNO". (Destacado fuera de texto)

Dicho protocolo fue definido por el Consejo en el Acuerdo en Acuerdo 26 del 30 de julio de 1999, anexo No 1 , que dice:

"ANEXO No. 1, PROCEDIMIENTO PARA LAS PRUEBAS DE CONSUMO TÉRMICO ESPECÍFICO NETO Y CAPACIDAD EFECTIVA NETA DE LAS CENTRALES TÉRMICAS.

   1. DOCUMENTOS DE LA PRUEBA

La información básica referente a la prueba, la información general sobre la planta, las mediciones realizadas y los resultados obtenidos, serán consignados en tres documentos básicos:

- Informe de Pruebas de Consumo Térmico Específico Neto y Capacidad Efectiva Neta.

- Protocolo de Pruebas de Consumo Térmico Específico Neto y Capacidad Efectiva Neta.

-   Anexos

Se utilizará el Protocolo de Pruebas correspondiente al combustible que se use en cada central: gas, combustible líquido o carbón". (Destacados fuera de texto)

En conclusión y para responder a su pregunta sobre sí "...el CNO autorizó no realizar la prueba de Capacidad Efectiva Neta en la unidad térmica Barranquilla 4”, con base en todo lo expuesto, le manifestamos que el CNO, al autorizar en el Acta No. 106 no realizar la Prueba de Heat Rate y en su acuerdo 033 de 1999 que se usara para el cálculo del cargo por capacidad 1999 - 2000, el mismo Heat Rate utilizado para el cálculo 1998 - 1999, implícitamente autorizó, en lo relacionado con la Capacidad Efectiva neta, no realizar la prueba y utilizar el valor de 1998.

Ahora bien, en 1998 para efectos del Cargo por Capacidad, se usaba el concepto de Capacidad Efectiva Bruta, el cual consta e el Acuerdo 04 de 1998, con un valor de 69 MW para Barranquilla IV.

La definición de Capacidad Efectiva Neta se anotó anteriormente y está establecida en el Acuerdo 042 de 1999.”

Como prueba dentro de la actuación se ordenó al CND informar el valor de capacidad efectiva neta inscrita en el ASIC y el CND de la planta y/o unidad de generación Barranquilla 4 para el año 1999 y si para la inscripción de este valor existió un proceso de evaluación previa o si existe en esas dependencias un soporte de este valor.

A esta solicitud de información el CND respondió lo siguiente en comunicación con radicación CREG No. 004463 del 8 de mayo de 2002:

“La unidad de generación Barranquilla 4 tuvo registrado durante 1999 un valor  de capacidad efectiva neta de 65 MW. Este valor estuvo vigente desde marzo de 1998 hasta febrero de 2002”

Como prueba dentro de la actuación(1) se ordenó a un experto asesor de la CREG la realización de una Evaluación Técnica sobre la auditoria de la referencia.  Específicamente, se le preguntó al experto lo siguiente:

1. Exprese  su concepto acerca de si en las Resoluciones de la  CREG y en los Acuerdos del CNO, en los casos en que el CNO autorizó para el año 1999 la no realización de la prueba de Capacidad Efectiva Neta en Unidades Térmicas,  como ocurre en esta actuación respecto de la planta y/o unidad de generación Barranquilla 4, existía una referencia que permitiera comparar la información sobre este parámetro para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000 o si en estas condiciones existía un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a este parámetro que permitiera a la auditoria determinar con toda certeza si existían 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 negativa en cuanto a la existencia de protocolos o procedimientos para definir el citado parámetro cuando el CNO autorizó no realizar la prueba, sírvase conceptuar si esta ausencia de protocolos y procedimientos, impide, establecer  márgenes de tolerancia y, en el mismo sentido, si bajo estos presupuestos es, desde el punto de vista técnico, exigible al agente que reportó el valor de este parámetro para el calculo del cargo por capacidad, coincidir exactamente con los determinados con posterioridad por  Arthur Andersen en el ejercicio de su auditoria. 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 el agente y los calculados por el auditor?

3. Para el calculo del parámetro 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?

4. Si la respuesta anterior es negativa en cuanto a la existencia de protocolos o procedimientos para definir el citado parámetro cuando el CNO autorizó no realizar la prueba, sírvase conceptuar:

a. Si resultaba razonable declarar para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999 – 2000 el valor de capacidad efectiva neta inscrito en el ASIC y el CND y si para la inscripción de este valor existe un proceso de evaluación previa.

b. Si el valor reportado por el agente es igual, inferior o superior a la capacidad asignada en el contrato de conexión y si la circunstancia de reportar un valor igual o inferior a esta capacidad asignada es indicativa de la razonabilidad de la cifra reportada.

A estas preguntas el experto asesor respondió lo siguiente:

Sobre la pregunta No. 1:

“Tal y como lo expresa el Consejo Nacional de Operación -C.N.O- en comunicación con radicado CREG-4473 de 2002 el protocolo para las pruebas de consumo térmico especifico neto y capacidad efectiva neta de las centrales térmicas, fue definido mediante el acuerdo 26 del 30 de julio de 1999 en su anexo No 1.

En la reglamentación expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- no existe un procedimiento para la determinación de la capacidad efectiva neta y el consumo térmico especifico para las centrales térmicas.

Tal y como se desprende de su comunicación el C.N.O autorizó para el año 1999, la no realización de la prueba de Capacidad Efectiva Neta de la planta y/o unidad de generación Barranquilla 4, autorizando el uso según comunicación del C.N.O con radicado CREG-4473 de 2002, el uso del valor utilizado en 1998.

De lo anterior se concluye que para el caso en el  que la planta y/o unidad de generación fuera autorizada a no realizar la prueba, no existía un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a este parámetro que permitiera a la auditoria determinar con toda certeza si existían discrepancias con el valor de los parámetros reportados de capacidad efectiva neta y consumo térmico especifico para la planta y/o unidad de generación Barranquilla 4.”

Sobre la pregunta No. 2:

“La no existencia de protocolos o procedimientos adoptados por el C.N.O o por la CREG impide establecer niveles de tolerancia o márgenes de error a los valores declarados por los agentes, ya que dichos márgenes o tolerancias exigen la existencia de un procedimiento o protocolo previamente establecido como punto de referencia.

Lo anterior implica que ante la ausencia de un punto de referencia (protocolo o procedimiento común) es prácticamente imposible establecer algún margen de tolerancia para la verificación de un parámetro.”

Sobre la pregunta No.3:

“Para el caso del consumo térmico especifico y la capacidad efectiva neta existen diferentes procedimientos, que aplicados a una misma unidad podrían producir resultados diferentes, más aun el mismo procedimiento aplicado varias veces a una misma unidad posiblemente de resultados diferentes de aquí la necesidad no solo de tener un procedimiento definido sino también el establecimiento de márgenes de tolerancia.”

Sobre la pregunta No. 4 literal a):

“En referencia a la consulta del literal a) considero razonable la declaración de la capacidad efectiva neta registrada ante el ASIC dada la imposibilidad argumentada por parte del agente de realizar la prueba respectiva, adicionalmente el valor registrado ante el ASIC debe obedecer a las disposiciones establecidas mediante la Resolución CREG-025 de 1995, con anterioridad a 1999, la declaración de este parámetro era realizada directamente por el generador al CND y al ASIC.”

Sobre la pregunta No. 4 literal b):

“En referencia a la consulta del literal b) le informo que según comunicación remitida por CORELCA con radicado CREG-4454 de 2002, la totalidad de activos de conexión y transmisión son de propiedad de la sociedad TEBSA E.S.P por lo cual no existe un contrato de conexión de la unidad Barranquilla 4.”

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), de la información suministrada por CNO y CND(2) 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 CORELCA por cuanto que, de un parte, la planta por motivos de fuerza mayor, estaba autorizada para no realizar la prueba de Capacidad Efectiva Neta y para este evento, es decir, el  consistente en que la planta está autorizada para no realizar la prueba, ni en las resoluciones de la CREG ni en los acuerdos del CNO, existía una referencia que permitiera a la auditoria 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, está demostrado que el agente declaró para el cálculo del cargo por capacidad el valor de la capacidad efectiva neta inscrito en el ASIC y el CND, lo cual era razonable declarar ante la ausencia justificada de la respectiva prueba, como lo señala el CNO y la Evaluación Técnica practicada.

2. ÍNDICES DE INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA

En términos generales, sobre las plantas y/o unidades de generación que resultaron con presuntas discrepancias, el auditor expresó que el valor de IH reportado no cumple con el acuerdo 51 del CNO de enero 20 de 2000 (Base de datos CND en el periodo octubre/96-diciembre/98 y bitácoras de planta de enero-septiembre/99).

Para resolver lo pertinente se  analizarán las presuntas discrepancias que presenta cada planta y/o unidad de generación con los argumentos de defensa específicos, con el propósito de establecer si ellas pueden o no ser confirmadas.

2.1. Barranquilla 3

El auditor en su informe presenta los siguientes valores sobre este parámetro de Barranquilla 3:

(1)(2)(3)

Unidades	Valor Reportado	Valor Soportado (96-98 CND)	Valor Soportado (96-98 agente)	Diferencia (1) y (2)	Diferencia (1) y (3)	Observaciones
Barranq3	15.8529	17.0764	17.0766	-7.16%	-7.17%

Las anteriores cifras le permiten expresar al auditor que: “Los valores de IH calculados por nosotros son superiores a los valores de IH reportados por los agentes en más del 2%.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta lo siguiente:   

- “Con la unidad Barranquilla 03, se presentó una diferencia considerable, la cual obedece a que la firma Arthur Andersen consideró un evento de indisponibilidad desde el 13 de septiembre de 1999 a las 21:30 horas hasta el 21 de septiembre de 1999 a las 02:19, mientras que CORELCA SA. E.S.P. lo considera a partir del 20 de septiembre de 1999 a las 21:36 y finaliza a las 02:19 del 21 de septiembre de 1999, tal como consta en la bitácora de operación de la planta y en el informe de operación del CND de los días 13 al 20 de septiembre de 1999.

- Adicionalmente, para las unidades Barranquilla 3 y 4, Guajira 1 y 2, hubo pequeñas diferencias (de minutos) en las horas de reporte de los eventos. Esto se debe principalmente a los desfases horarios de los relojes de las plantas, los Centros Regionales de Despacho y el Centro Nacional de Despacho. Cabe agregar que los eventos llevados por CORELCA S.A. E.S.P., se basan principalmente en las bitácoras de operación y en las conciliaciones llevadas con el CND y en su momento con el CRD. Por esta razón, CORELCA S.A. E.S.P. tiene registrados en su base de datos algunos eventos que no aparecen en las bitácoras de las plantas, pero que sin embargo afectan la disponibilidad de las mismas, lo cual evidencia la buena fé, presumible en todo caso, en el reporte de toda la información enviada por CORELCA. Esta situación fue informada al auditor en comunicación No. 3470 del 04 de mayo de 2000.”

Como prueba dentro de la actuación(3) se ordenó a un experto asesor de la CREG la realización de una Evaluación Técnica sobre la auditoria de la referencia.  Específicamente, se le preguntó al experto lo siguiente:

“Respecto de la unidad de generación Barranquilla 3 y el valor reportado en el parámetro de Índices de Indisponibilidad Histórica para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000, determine si es cierto que en la bitácora de operación de la planta y en el informe de operación del CND de los días 13 al 20 de septiembre de 1999, el evento de indisponibilidad considerado por el Auditor desde el 13 de septiembre de 1999 a las 21:30 horas hasta el 21 de septiembre de 1999 a las 02:19,  aparece considerado a partir del 20 de septiembre de 1999 a las 21:36 y finaliza a las 02:19 del 21 de septiembre de 1999 conforme lo expresa el interesado en su comunicación con radicación CREG No. 001112 del 7 de febrero de 2002 (Pag. 14 párrafo 5).

Si lo anterior es cierto sírvase conceptuar si el evento en la forma en que aparece en la bitácora de operación de la planta y en el informe de operación del CND de los días 13 al 20 de septiembre de 1999,  altera y en qué medida el porcentaje de diferencia reportado por la auditoria de la referencia, Anexo 4o., Unidad Barranquilla 3.”

 A esta pregunta el experto asesor respondió lo siguiente(4):

“Una vez analizada la Bitácora de la unidad Barranquilla 3 remitida por CORELCA se puede verificar que la unidad se encontraba disponible entre los días 13 y 20 de septiembre de 1999, con esta información el índice  IH para la unidad Barranquilla 3 es de 16,0857% con una diferencia relativa de 1.4471% con respecto a la reportada por CORELCA, como se puede ver a continuación.

Agente-AA      (1)		CND-AA      (2)	Agente      (3)	Diferencia Absoluta    1 y 3	Diferencia Relativa     1 y 3	Diferencia Absoluta     2 y 3	Diferencia Relativa    2 y 3
HI	1862.77	1862.78	1867.04	4.28	0.2296%	4.27	0.2290%
HO	15578.13	15578.31	15405.96	172.17	1.1052%	172.35	1.1063%
HD	942.72	942.72	871.23	71.49	7.5834%	71.49	7.5834%
IH (%)	16.0857%	16.0856%	15.8529%	0.2328	1.4471%	0.2327	1.4464%

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 evaluación técnica recaudada en el curso de la actuación, se concluye que respecto de este parámetro y planta no es posible confirmar la existencia de una discrepancia en el valor declarado por CORELCA por cuanto que, al haberse confirmado que la unidad Barranquilla 3 se encontraba disponible entre los días 13 y 20 de septiembre de 1999, como lo alega la interesada, el índice  IH para la unidad Barranquilla 3 es de 16,0857% con una diferencia relativa de %1.4471 con respecto a la reportada por CORELCA, diferencia que está dentro del margen de tolerancia  admitido por el numeral 4.4 del  Acuerdo No. 51 del CNO.

2.2 Barranquilla 4

El auditor en su informar  presenta los siguientes valores sobre este parámetro de Barranquilla 4:

  (1)  (2)  (3)

Unidades	Valor Reportado	Valor Soportado (96-98 CND)	Valor Soportado (96-98 agente)	Diferencia (1) y (2)	Diferencia (1) y (3)	Observaciones
Barranq4	31.2355	31.8814	31.8821	-2.03%	-2.03%

Las anteriores cifras le permiten expresar al auditor que: “Los valores de IH calculados por nosotros son superiores a los valores de IH reportados por los agentes en más del 2%.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta lo siguiente:

“Adicionalmente, para las unidades Barranquilla 3 y 4, Guajira 1 y 2, hubo pequeñas diferencias (de minutos) en las horas de reporte de los eventos. Esto se debe principalmente a los desfases horarios de los relojes de las plantas, los Centros Regionales de Despacho y el Centro Nacional de Despacho. Cabe agregar que los eventos llevados por CORELCA S.A. E.S.P., se basan principalmente en las bitácoras de operación y en las conciliaciones llevadas con el CND y en su momento con el CRD. Por esta razón, CORELCA S.A. E.S.P. tiene registrados en su base de datos algunos eventos que no aparecen en las bitácoras de las plantas, pero que sin embargo afectan la disponibilidad de las mismas, lo cual evidencia la buena fé, presumible en todo caso, en el reporte de toda la información enviada por CORELCA. Esta situación fue informada al auditor en comunicación No. 3470 del 04 de mayo de 2000.”

Como prueba dentro de la actuación(5) se ordenó a un experto asesor de la CREG la realización de una Evaluación Técnica sobre la auditoria de la referencia.  Específicamente, se le preguntó al experto lo siguiente:

“Respecto de la unidad de generación Barranquilla 4 y el valor reportado en el parámetro de Índices de Indisponibilidad Histórica para el cálculo del Cargo por Capacidad   en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000, determine si hubo pequeñas diferencias (de minutos) en las horas de reporte de los eventos, debidas principalmente a los desfases de horarios de los relojes de las plantas, los Centros Regionales de Despacho y el Centro Nacional de Despacho conforme lo expresa el interesado en su comunicación con radicación CREG No. 001112 del 7 de febrero de 2002 (Pag. 14 párrafo final).

Si existen esas pequeñas diferencias, sírvase conceptuar si las mismas  alteran y en qué medida el porcentaje de diferencia reportado por la auditoria de la referencia, Anexo 4o., Unidad Barranquilla 4.

Para la realización de los respectivos cálculos de IH en las respuestas a los numerales 2, 3 y 4 de este documento  se utilizará la información existente en la base de datos del  CND desde el 1 de octubre de 1996 hasta el 31 de diciembre de 1998 y la información existente en la base de datos de CORELCA S.A. E.S.P para el periodo comprendido entre el 1 de enero de 1999 y el 30 de septiembre de 1999.”

A esta pregunta el experto asesor respondió lo siguiente(6):

“Para el caso de la unidad Barranquilla 4 y según la información utilizada por la firma auditora la discrepancia se presenta respecto a la información y a los cálculos del índice IH realizados con la información remitida por Corelca, por lo tanto la existencia de diferencias con respecto a la información disponible en el CND resulta ser irrelevante.”

Mediante comunicación con radicación CREG No. 10238 del 13 de noviembre de 2002, CORELCA objetó por error grave el referido dictamen, expresando, en concreto, lo siguiente sobre la planta Barranquilla 4:

“Como resultado de lo anterior encontramos que diferentes reclamos formulados por CORELCA al CND sobre los eventos de la base de datos, algunos de los cuales no fueron tenidos en cuenta a pesar de que los mismos se fundamentaron amplia y debidamente a la luz del reglamento de operación del sistema eléctrico colombiano.

Las inconsistencias que se descubrieron en la base de datos del CND y que afectaron negativamente el cálculo de las horas de operación y demás variables que componen el índice de indisponibilidad histórica, como se aprecia en las comunicaciones enviadas oportunamente, las cuales se relacionan a continuación:

Fecha reclamo	Detalle del reclamo	Justificación del reclamo
15-Oct-1998	Comentarios IH's Oct-1995 a Sep-1998	Diferencia en las horas de operación, indisponibles y de derrateo
27-Oct-1998	Comentarios  IH's Ene – Mayo 1998	diferencia en las horas de operación, indisponibles y de derrateo
26-Ene-1999	Comentarios  IH's Oct-Dic de 1998	Diferencia en las horas de operación, indisponibles y de derrateo

Me permito indicarle que lo lógico y justo, es que se tomen en cuenta los reclamos a que se ha hecho referencia, y sin esfuerzo alguno se verá que al calcular el IH se obtiene un valor del 15.3885%, frente al 17.8426% reportado por CORELCA. Ver documento soporte técnico.

De lo anterior se extrae que la anotada discrepancia afecta única y exclusivamente a CORELCA, por traducirse en un menor valor de capacidad de generación para ser incluida en el modelo de planeamiento de largo plazo utilizado para determinar la Capacidad Remunerable Teórica (CRT) de las plantas del Sistema Interconectado Nacional.”

Como prueba dentro de la actuación(7) se ordenó al CND la corrida del modelo de largo plazo que sirvió para el cálculo de la Capacidad Remunerable Teórica del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999-2000 con los mismos parámetros que se utilizaron en su oportunidad, con la única excepción de que para la unidad Barranquilla 4 de la Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica, debía tomarse para el parámetro de Índices de Indisponibilidad Histórica IH´s el valor de 31.8814 e informar si con el resultado de esta nueva corrida del modelo, se altera la Capacidad Remunerable Teórica Individual de esta unidad térmica y, de alterarse, la proporción en que se produce esta alteración.

CORELCA en comunicación con radicación CREG E-2003-007026 del 22 de julio de 2003 alega la inconducencia de la prueba decretada, reiterando los argumento de la objeción formulada.

En respuesta a esta solicitud de nueva corrida del modelo de Cargo por Capacidad, el CND en comunicación con radicación CREG No. E-2003-007083 del 23 de julio de 2003, informó que “Como resultado de esta nueva corrida le informamos que la Capacidad Remunerable Teórica Individual de la unidad Barranquilla4 es de 26.568 MW.”

Como prueba dentro de la actuación se ordenó al CND remitir copia de las comunicaciones enviadas por CORELCA S.A ESP a esa entidad los días 15 y 27 de octubre de 1998 y 26 de enero de 1999, relativas a reclamos sobre eventos de las bases de datos de ese organismo para la determinación de IH.

En respuesta a la anterior solicitud, el CND en comunicación con radicación CREG No. E-2003-004770 del 6 de agosto de 2003, confirmó haber recibido las citadas comunicaciones y remitió copia de las mismas.

Con el propósito de resolver la objeción presentada por CORELCA contra la Evaluación Técnica, mediante comunicación CREG No. S-2003-    002519, se ordenó al funcionario que rindió la mencionada evaluación, hacer la siguiente aclaración sobre la misma:

“Respecto de la misma respuesta y de la No. 4 y teniendo en cuenta que en el memorial de objeción (Rad. CREG No. 010212/02) se manifiesta que CORELCA realizó diferentes reclamos al CND sobre los eventos de la base de datos, los cuales no fueron tenidos en cuenta a pesar de estar ampliamente fundamentados a luz del reglamento de operación del sistema eléctrico colombiano, sírvase manifestar si las inconsistencias allí especificadas son justificadas y la forma en que afectan el Índice de Indisponibilidad Histórica de la Planta y/o Unidad de Generación Guajira y Barranquilla 4, por Usted calculado en la Evaluación Técnica.”

A esta solicitud de aclaración el experto asesor respondió lo siguiente(8):

“Una vez analizadas las copias de las comunicaciones remitidas por CORELCA al CND y enviadas  por este a la CREG, se concluye que:

Las solicitudes realizadas por CORELCA al CND en materia de información de eventos de las plantas y/o unidades de generación en cuestión son consistentes con la información disponible en la bitácora de operación de dichas plantas y remitida por CORELCA al auditor.

Teniendo en cuenta la anterior consideración se procede a realizar nuevamente el calculo de los índices IH, utilizando  la información disponible en el CND para el periodo 1996-1998 realizando las modificaciones del caso con el fin de incorporar en dicha base de datos las solicitudes de modificación a la información remitida por CORELCA.

          Planta              IH – Calculado           IH Declarado        Dif Relativa

 Baranquilla 4                31.8616%                   31.2355%               1.9651

Como se observa en la tabla anterior al realizar los ajustes correspondientes de conformidad con las comunicaciones remitidas por el CND, los índices IH para las plantas y/o unidades en cuestión Barranquilla 4, son inferiores a los valores calculados anteriormente, encontrándose dentro de los márgenes de tolerancia establecidos en la reglamentación vigente.”

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 evaluación técnica recaudada en el curso de la actuación, se concluye que respecto de este parámetro y planta no es posible confirmar la existencia de una discrepancia en el valor declarado por CORELCA por cuanto que, al haberse confirmado que los reclamos elevados por esta empresa al CND  sobre eventos de la base de datos de IH's son justificados,  por ser consistentes con la información disponible en la bitácora de operación de la planta y/o unidad de Generación Baranquilla (9), el índice  IH para la unidad Barranquilla 4 utilizando la información disponible en el CND para el periodo 1996 – 1998 es de 31,8616% con una diferencia relativa de %1.9651 con respecto al valor reportado por CORELCA, diferencia que está dentro del margen de tolerancia  admitido por el numeral 4.4 del  Acuerdo No. 51 del CNO.

No quiere decir lo anterior que la objeción por error grave haya prosperado, sino que producto de la aclaración producida sobre el dictamen original, se pudo verificar la inexistencia de la presunta discrepancia.

2.3 Tebsa

El auditor en su informar  presenta los siguientes valores sobre este parámetro de Tebsa:

                 (1)                   (2)                   (3)

Unidades	Valor Reportado	Valor Soportado (96-98 CND)	Valor Soportado (96-98 agente)	Diferencia (1) y (2)	Diferencia (1) y (3)	Observaciones
Tebsa	15	20	20	-25%	-25%	Nueva térmica Gas, menor a 12 meses

Las anteriores cifras le permiten expresar al auditor que: “Los valores de IH calculados por nosotros son superiores a los valores de IH reportados por los agentes en más del 2%.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta lo siguiente:

“-  Tebsa: La interpretación dada por el auditor a la Res. CREG 113 de 1998 es incorrecta. El CNO envió comunicación el 5 de Septiembre de 2000 a la CREG, manifestándole lo anterior.

En la página 75, el auditor expresa su interpretación de la Res. CREG 113 de 1998 acerca de la aplicación para plantas nuevas, lo cual no es correcta y dista de la realidad, evidenciando falta de capacidad para la interpretación de las resoluciones y acuerdos referentes al sector eléctrico, puesto que lo expresado por la resolución es lo siguiente:

" Indisponibilidad de Plantas y/o Unidades de Generación Nuevas.

Se consideran como unidades con información insuficiente aquellas cuyas horas de operación más horas de indisponibilidad no superen el 5% de las horas de los tres (3) años contemplados para su cálculo. En este caso se le adopta el último índice calcuIado si lo tiene o en su defecto se le aplica el procedimiento para unidades nuevas descrito a continuación;

Toda unidad que tenga menos de 36 meses de operación con la misma configuración con la que se está evaluando, será considerada una unidad nueva. Cuando por decisión del agente, se configuren diferentes unidades como una sola planta, la historia de la misma se tomará a partir de la fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo.

El IH de una unidad nueva, se determina de acuerdo con su tiempo de operación  consultando directamente la siguiente tabla:

Tipo Planta	1er. Año (1era. Columna)	2do. Año  (2da. Columna)	3er Año  (3ra. Columna
Gas	0. 2	El menor valor entre 0. 15 y  el  índice histórico  del primer año  completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación
Carbón	0.3	El menor valor entre 0.2 y el índice histórico del    primer   año completo de operación	el índice histórico del segundo año del   primer   año completo     de completo de operación
Hidráulicas	0.15	El menor valor entre 0.1 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación

La cual se aplicará para efectos de su uso de la siguiente forma;

- Si una unidad aún no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, los IH's a utilizar son: a) primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna, b) segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas, 0.2 para unidades térmicas a carbón y 0.1 para unidades hidráulicas.

-  Si una unidad está en operación y tiene menos de 12 meses de operación, los índices a utilizar son; a) Durante el primer año de operación de la unidad, el valor de la primera columna; desde el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0. 15 para unidades térmicas a gas, 0.2 para unidades térmicas a carbón y 0. 1 para unidades hidráulicas.

-  Si una unidad está en operación y tiene más de 12 meses de operación pero menos de 24 meses de operación, los índices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la segunda columna.

-  Si una unidad está en operación y tiene más de 24 meses pero menos de 36, los índices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la tercera columna.

Estos índices se adaptarán a los modelos de planeamiento indicativo energético."

Las resoluciones CREG 047 y 059 de 1999, que modificaron la resolución CREG 116 de 1996, estipulan que los índices de indisponibilidad histórica IH's serán calculados con la información disponible hasta el 30 de Septiembre del año T.

Teniendo en cuenta que la planta TEBSA entró en operación comercial el 20 de Octubre de 1998, y que los índices de indisponibilidad objeto de la auditoria debieron ser calculados con la información disponible hasta el 30 de septiembre de 1999, obtenemos que la planta tenía 11 meses y 10 días para la historia de los índices de indisponibilidad, clasificando como planta nueva para el sistema y como una unidad o planta nueva que está en operación y tiene menos de 12 meses de operación.

Teniendo en cuenta lo anterior, la resolución CREG 113 de 1998 expresa que se aplicará para efectos de su uso (Tabla de IH's para plantas nuevas) de la siguiente forma:

"Si una unidad está en operación y tiene menos de 12 meses de operación, los índices a utilizar son: a) Durante el primer año de operación de la unidad, el valor de la primera columna; desde el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas, 0. 2 para unidades térmicas a carbón y 0.1 para unidades hidráulicas”.

Reportándose un valor de 0.15 en los índices de indisponibilidad de la planta TEBSA para el verano 1999-2000, el cual sería el segundo año de operación de la planta.

Por todo lo anteriormente expuesto, es correcta la interpretación dada por CORELCA, y errada la realizada por el auditor y se declaró para el segundo año de operación un valor de IH igual a 0.15. Lo anterior es corroborable y comprobable con la información manejada por el CND y todos los documentos de la fecha que utilizaban los índices de indisponibilidad de las unidades escogían el valor de 0.15 para TEBSA, porque es el valor y la interpretación correcta de la resolución.

Prueba de lo anterior, el Centro Nacional de Despacho realizó una proyección del cargo por capacidad para el período comprendido entre los años 1999-2003 (Ver documento ISA UENCND 99-295 enviado en comunicación 018132-1 de Julo 30 de 1999) y empleó para la planta Tebsa un IH de 0.15, concordante con el valor reportado por CORELCA para la corrida del cargo por capacidad del verano 99-00 y que demuestra aún más que la interpretación dada por el auditor a la Resolución CREG 113 de 1998 es errada.

Para la corrida del cargo por capacidad del verano 98-99 se utilizó un índice de indisponibilidad de 0.2 para planta TEBSA por parte del CND, lo que demuestra aún mas la coherencia en lo sustentado por CORELCA para el período 1999-2000. Según la interpretación del auditor se hubiera tenido que utilizar un índice de 0.2 para dos años consecutivos, lo cual carece de toda racionalidad y lógica contrario a los objetivos establecido en la resolución CREG 113 de 1998.”

Como prueba dentro de la actuación y para resolver esta presunta discrepancia, se ordenó CND lo siguiente:

- Que informe la fecha de entrada en operación comercial de la planta Tebsa(10).

- Que informe el nombre y la fecha de entrada a pruebas de la última unidad que configuró la planta Tebsa(11).

En respuesta a os anteriores requerimientos se obtuvo la siguiente información:

- El CND mediante comunicación con radicación CREG No. 006201 del 11 de julio de 2002 adjuntó la comunicación recibida de CORELCA en la cual informa la entrada en Operación Comercial de la Planta Tebsa a partir de las 00:00 horas del 20 de octubre de 1998.

- El CND mediante comunicación con radicación CREG No. E-2003-007080 del 23 de julio de 2003, informó que la última unidad que configuró la planta Tebsa fue Tebsa 24 la cual entró a pruebas el 13 de julio de 1998.

También como prueba dentro de la actuación(12) se ordenó al CND la corrida del modelo de largo plazo que sirvió para el cálculo de la Capacidad Remunerable Teórica del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999-2000 con los mismos parámetros que se utilizaron en su oportunidad, con la única excepción de que para la planta Tebsa, debía tomarse para el parámetro de Índices de Indisponibilidad Histórica IH´s el valor de 0.2 para el periodo comprendido entre el 1 de enero de 1999 y el 19 de octubre de octubre de 1999 y de 0.15 para el periodo comprendido entre el 20 de octubre de 1999 y el resto del horizonte. También se dispuso que informara si con el resultado de esta nueva corrida del modelo, se altera la Capacidad Remunerable Teórica Individual de esta planta térmica y, de alterarse, la proporción en que se produce esta alteración.

En respuesta al anterior el CND mediante comunicación con radicación CREG No. 007097 del 9 de agosto de 2002 informó que se hizo la corrida en los términos dispuestos y como resultado de esta nueva corrida del modelo la Capacidad Remunerable Teórica de la planta Tebsa no se altera.

Examinada la defensa de la empresa como las pruebas practicadas, surgen las siguientes consideraciones:

Para la CREG tanto las apreciaciones del auditor como las de CORELCA  en torno a la manera como debía reportarse este parámetro  de acuerdo con la regulación vigente para la época, son erradas, aun cuando el valor reportado por la citada empresa no adolece de la presunta discrepancia endilgada por el auditor, por las razones que se explican a continuación.

En primer término, debe observarse que no se entiende  de dónde infiere el auditor que Tebsa debió utilizar para todo el horizonte de corrida del cargo por capacidad el valor de 0.2, a partir de la premisa aceptada como cierta por el mismo auditor de que la planta es una “Nueva térmica a gas, menor a 12 meses”.

Si se parte de que esta premisa es cierta, no se puede concluir, conforme a la regulación vigente para la época, que el único valor para el IH de CORELCA es 0.2.

En efecto, el auditor pierde de vista que el IH que se declara para la corrida del modelo de cálculo del cargo por capacidad no corresponde a un solo año ni a un solo periodo de tiempo sino que conforme con el literal d) del anexo No. 1 de la Resolución CREG 116 de 1996 en la forma en que fue modificado por el art. 3 de la Resolución CREG 047 de 1999, corresponde al mismo horizonte de tiempo del modelo:

“d) El modelo reflejará para todo el horizonte del modelo los índices de indisponibilidad de largo plazo (IH), calculado por los agentes de acuerdo con la metodología vigente. La indisponibilidad correspondiente a los mantenimientos programados, no será considerada para la CRT de verano.”

En armonía con esta disposición, el anexo No. 4, numeral 2 de “Formatos” de la Resolución CREG No. 59 de 1999, establece que los propietarios de unidades de generación deben reportar para calcular el cargo por capacidad “...el IH a utilizar en el modelo desde el inicio del año T hasta la estación de verano T  a (T+1) y el IH a usar en el resto del horizonte.”

En estas condiciones y bajo la premisa de que Tebsa era para el 30 de septiembre(13) del año T, esto es, 1999, una planta nueva  menor de 12 meses(14), la disposición aplicable para calcular el índice a utilizar era, sin duda, la que aparece en el segundo inciso a continuación de la tabla de unidades nuevas que para los efectos de dicho calculo trae el Anexo CO-1 de la Resolución CREG-025 de 1995 en la forma en que fue modificado por el art. 3o. de la Resolución CREG-113 de 1998:

    “(...)

El IH de una unidad nueva, se determina de acuerdo con su tiempo de operación  consultando directamente la siguiente tabla:

Tipo Planta	1er. Año (1era. Columna)	2do. Año  (2da. Columna)	3er Año  (3ra. Columna
Gas	0. 2	El menor valor entre 0. 15 y  el  índice histórico  del primer año  completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación
Carbón	0.3	El menor valor entre 0.2 y el índice histórico del    primer   año completo de operación	el índice histórico del segundo año del   primer   año completo  de completo de operación
Hidráulicas	0.15	El menor valor entre 0.1 y el índice histórico del primer año completo de operación	El índice histórico del segundo año completo de operación

La cual se aplicará para efectos de su uso de la siguiente forma;

- Si una unidad aún no ha entrado en operación pero se considera en el horizonte de análisis, los IH's a utilizar son: a) primer año de operación de la unidad, el valor que aparece en la primera columna, b) segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0.15 para unidades térmicas a gas, 0.2 para unidades térmicas a carbón y 0.1 para unidades hidráulicas.

-  Si una unidad está en operación y tiene menos de 12 meses de operación, los índices a utilizar son; a) Durante el primer año de operación de la unidad, el valor de la primera columna; desde el segundo año de operación de la unidad en adelante, los valores de 0. 15 para unidades térmicas a gas, 0.2 para unidades térmicas a carbón y 0. 1 para unidades hidráulicas.

-  Si una unidad está en operación y tiene más de 12 meses de operación pero menos de 24 meses de operación, los índices a utilizar son: para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, el valor resultante de la segunda columna.

(...)” (hemos subrayado)

Entonces, para la corrida del cargo por capacidad 1999-2000, el IH a utilizar para la planta Tebsa, asumiendo que era una planta nueva menor a 12 meses, era  el valor de 0.2 para el periodo comprendido entre el 1 de enero de 1999 y el 19 de octubre de octubre de 1999 y de 0.15 para el periodo comprendido entre el 20 de octubre de 1999 y el resto del horizonte y no de 0.2 para todo el horizonte, como erróneamente lo sugiere el auditor ni de 0.15 para todo el horizonte, como erróneamente lo sostiene Corelca, pues ambas interpretaciones, conforme a lo expuesto, pierden de vista el horizonte de calculo del modelo  para determinar el cargo por capacidad.

Con estos valores correctos, bajo el supuesto de que Tebsa era una planta nueva con menos de 12 meses, fue que se ordenó la nueva corrida del modelo de cálculo del cargo por capacidad 1999 – 2000, obteniendo como resultado que la Capacidad Remunerable Teórica de la planta Tebsa no se altera, lo cual sería suficiente para archivar la actuación respecto de este parámetro al no vivenciarse la causación de daño alguno ni la consolidación de un acto de mala fe, pues así como el auditor incurrió en error en la interpretación de las correspondientes disposiciones, el agente bien pudo hacerlo también.

No obstante, en opinión de la CREG el valor declarado por CORELCA para el parámetro en cuestión es correcto, pero no por las razones expuestas por esta empresa.

En efecto, Tebsa para el 30 de septiembre de 1999 no era una unidad nueva que tuviera menos de doce (12) meses de operación, sino era una unidad nueva con más de doce (12) meses de operación.

Para el mejor entendimiento del asunto es menester establecer la forma en que se regula la determinación de la antigüedad de una planta o unidad de generación para calcular su IH:

“Toda unidad que tenga menos de 36 meses de operación con la misma configuración con la que se está evaluando, será considerada una unidad nueva. Cuando por decisión del agente, se configuren diferentes unidades como una sola planta, la historia de la misma se tomará a partir de la fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo.(15)

Como reiteradamente se ha anotado a lo largo de estas consideraciones, el calculo del auditor como el del agente, partió de la premisa de que Tebsa para el 30 de septiembre de 1999, era una planta nueva con menos de doce (12) meses de antigüedad contados a partir de la fecha de su entrada en operación comercial, la cual, según consta en la actuación, se verificó a partir de las 00:00 horas del 20 de octubre de 1998.

Debe observarse que la citada disposición que regula la determinación de la antigüedad de una planta o unidad de generación para calcular su IH, no se refiere al concepto de entrada en operación comercial sino de entrada en operación, los cuales respecto de las unidades o plantas de generación, difieren en forma sustantiva como de tiempo atrás lo tiene sentado la CREG:

“La Resolución 058 de 1996 determina de manera clara que los cargos por uso se causan desde el momento de entrada en operación, simple y llanamente, y no de entrada en operación comercial, como venía aplicando el Liquidador y Administrador de Cuentas del STN – LAC y como pretende la empresa FLORES que se aplique. En el mismo sentido la Resolución 030 de 1996 determina lo siguiente:

“ARTICULO 4o. Pago de Cargos por Uso y Conexión.  Todo generador que se conecte al STN, STR o SDL  pagará cargos por uso al STN, con base en la capacidad de transporte que le ha sido asignada, y conexión al STN, STR o SDL a partir de la fecha de puesta en servicio del proyecto de conexión pactada en el Contrato. Si el proyecto de generación entra en operación antes de lo pactado, los cargos regirán a partir de la puesta en operación del proyecto del generador. “ (Se subraya).

Esto fue precisado por la Resolución 058 de 1996 que estableció:

“ARTICULO 1o. PROCEDIMIENTO PARA LA APLICACION DE LOS CARGOS POR USO DEL SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL. Para la aplicación de los Cargos por Uso del Sistema de Transmisión Nacional se procederá así:

Generadores Existentes : Para la vigencia de aplicación de los Cargos por Uso del STN, se consideran como generadores existentes, aquellos generadores registrados ante el SIC y cuyo punto de conexión al SIN, haya entrado en servicio con anterioridad al 1 de enero de la correspondiente vigencia. A los generadores existentes se les facturará con base en los cargos anuales aprobados para cada vigencia y por cada kW instalado que se prevea esté en servicio más de seis (6) meses acumulados durante el año de vigencia de los cargos. Para estos efectos, la capacidad instalada será igual a la capacidad efectiva declarada a Interconexión Eléctrica S.A. para el proceso de planeamiento operativo del sistema interconectado nacional. Igualmente, la facturación tomará en cuenta el tipo de planta y su localización en las subzonas eléctricas establecidas en el Anexo No 2 de la Resolución CREG-002 de 1994. Tanto la liquidación como la facturación de los Cargos por Uso del STN serán mensuales e iguales a la doceava parte del valor obtenido de multiplicar el cargo anual actualizado, por la capacidad efectiva declarada.

1. Generadores Nuevos: Para la vigencia de aplicación de los Cargos por Uso del STN, se consideran como generadores nuevos, aquellos generadores registrados ante el SIC y cuyo punto de conexión al SIN, no haya entrado en servicio con anterioridad al 1 de enero de la correspondiente vigencia. A los generadores nuevos se les facturará con los cargos anuales aprobados para cada vigencia, con base en la capacidad de transporte que le ha sido asignada, a partir de la fecha de puesta en servicio del proyecto de conexión pactada en el Contrato correspondiente. Si el proyecto de generación entra en operación antes de lo pactado, los cargos regirán a partir de la puesta en operación del proyecto del generador. Igualmente, la facturación tomará en cuenta el tipo de planta y su localización en las subzonas eléctricas establecidas en el Anexo No 2 de la Resolución CREG-002 de 1994. Tanto la liquidación como la facturación de los Cargos por Uso del STN serán mensuales e iguales a la doceava parte del valor obtenido de multiplicar el cargo anual actualizado, por la capacidad efectiva declarada.” (Se subraya).

Es claro, de acuerdo con lo señalado en ambas normas, que la obligación de pago de cargos por uso se produce a partir de la fecha de puesta en servicio del proyecto de conexión pactada en el correspondiente contrato de conexión.

La puesta en servicio del proyecto de conexión, se determina desde el momento en que el generador hace uso por primera vez de los activos del STN, y por tanto los tiene a su disposición. Esta fecha se distingue de la entrada en operación comercial, ya que no está sujeta a despacho de por mérito de la Bolsa de Energía, aunque sí se remunera.

Determinar que los cargos por uso solamente se causan a partir de la fecha de entrada en operación comercial, implicaría tanto como decir que los agentes generadores hacen uso de la red, obtienen una remuneración por la energía que inyectan, pero no pagan por la misma, aunque sí lo haga el resto de los usuarios de la red.⁽¹⁶⁾ (hemos subrayado)

Como se puede apreciar, la fecha de entrada en operación de una planta y/o unidad de generación es anterior a su entrada en operación comercial y coincide con la primera inyección de energía al sistema, la cual se verifica con su entrada a pruebas y cuando por decisión del agente se configuran diferentes unidades como una sola planta, la fecha de entrada en operación es la fecha de entrada en operación de la última unidad del grupo⁽¹⁷⁾.

Para el caso de Tebsa, obra prueba en el expediente⁽¹⁸⁾ de que la última unidad que configuró la planta Tebsa, fue Tebsa 24, la cual entró a pruebas el 13 de julio de 1998, lo cual quiere decir que Tebsa para el 30 de septiembre de 1999 era una unidad nueva que tenía mas de (12) meses de operación y menos de veinticuatro (24) y que por lo tanto y para efectos de la determinación de su IH, la disposición aplicable para calcular el índice a utilizar era la que aparece en el tercer inciso a continuación de la tabla de unidades nuevas que para los efectos de dicho calculo trae el Anexo CO-1 de la Resolución CREG-025 de 1995, en la forma en que fue modificado por el art. 3o. de la Resolución CREG-113 de 1998, la cual indica que el índice a utilizar para todo el horizonte, desde la entrada en operación de la unidad, es el valor resultante de la segunda columna, esto es, para plantas a gas, como es el caso de Tebsa, de 0.15, declarado por CORELCA, y, como consecuencia, no se evidencia la existencia de discrepancia alguna.

2.4 Flores 1

El auditor en su informe presenta los siguientes valores sobre este parámetro de Flores 1:

                 (1)                   (2)                   (3)

Unidades	Valor Reportado	Valor Soportado (96-98 CND)	Valor Soportado (96-98 agente)	Diferencia (1) y (2)	Diferencia (1) y (3)	Observaciones
Flores1	13.0551	13.3501	13.3505	-2.21%	-2.21%

Las anteriores cifras le permiten expresar al auditor que: “Los valores de IH calculados por nosotros son superiores a los valores de IH reportados por los agentes en más del 2%.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta lo siguiente:  

“En el caso de la unidad Flores1 , se presenta una gran diferencia entre la información de CORELCA S.A. E.S.P. y la firma Arthur Andersen, la cual obedece a que esta última consideró como evento interno, contabilizando las horas como indisponibles, las salidas de la unidad los días 12 y 17 de septiembre de 1999 a las 01:55 y 23:47 horas respectivamente, siendo que la unidad salió para que se realizaran trabajos en el gasoducto por parte de PROMIGAS, lo cual es claramente un evento externo, tal como está considerado en el numeral 3.3 del documento ISA UENCND-99-305 del 3 de agosto de 1999, haciendo caso omiso a la bandera “E” (Evento Externo) que aparece adjunto al comentario de cada evento y validado por el mismo auditor. La clasificación de estos eventos como externos puede corroborarse con la información conciliada entre CORELCA y el CND, en la cual participó por parte de esta última la Ing. Sandra Betancur. Adicionalmente, el auditor tomó para el día 12 de junio de 1999 como salida de la unidad Termoflores 1, las 00:54 siendo que en la bitácora de la planta, el CND y CORELCA tienen el dato correcto de salida de la unidad, la cual fue a las 00:59. Se anexa el proceso de conciliación y validación de los eventos realizado por el CND con Termoflores y CORELCA.”

Como prueba dentro de la actuación⁽¹⁹⁾ se ordenó a un experto asesor de la CREG la realización de una Evaluación Técnica sobre la auditoria de la referencia.  Específicamente, se le preguntó al experto lo siguiente:

“Respecto de la unidad de generación Flores 1 y el valor reportado en el parámetro de Índices de Indisponibilidad Histórica para el cálculo del Cargo por Capacidad   en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000, determine si de acuerdo con los criterios de clasificación de eventos, el evento descrito por CORELCA en su  comunicación con radicación CREG No. 001112 del 7 de febrero de 2002 (Pag. 14 párrafo 3) debe clasificarse como interno o externo y si es cierto, como lo manifiesta CORELCA en esta misma comunicación,  que “[...] el auditor tomó para el día 12 de junio de 1999 como salida de la unidad Termoflores 1, las 00:54 siendo que en la bitácora de la planta, el CND y CORELCA tienen el dato correcto de salida de la unidad, la cual fue  a las 00:59.”

Si el evento descrito debe calificarse como externo y/o el dato correcto de salida de la unidad Flores 1 para el día 12 de junio de 1999 fue a las 00:59, sírvase conceptuar si estos eventos alteran y en qué medida el porcentaje de diferencia reportado por la auditoría de la referencia, Anexo 4o., Unidad Flores 1.”

A esta pregunta el experto asesor respondió lo siguiente⁽²⁰⁾:

“Una vez analizadas las comunicaciones remitidas por CORELCA con radicado CREG-6567 de 2002 en las cuales PROMIGAS informa la realización de trabajos en el sistema nacional de transporte, lo cuales afectan la disponibilidad de combustible para la planta Termoflores los días 12 y 17 de septiembre de 1999 y considerando que dentro de los acuerdos del C.N.O se tiene que la falta de combustible atribuible claramente al sistema de transmisión o producción de gas es considerada para efectos del cálculo del índice IH como un evento externo, las respectivas horas no son consideradas como horas indisponibles (HI).

Considerando lo anterior y una vez realizado el cálculo del índice IH para la unidad Termoflores el valor para este es de 13.0554% con una diferencia relativa de 0.0240% con respecto al reportado por CORELCA , como se muestra a continuación:

[...]”

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 evaluación técnica recaudada en el curso de la actuación, se concluye que respecto de este parámetro y planta no es posible confirmar la existencia de una discrepancia en el valor declarado por CORELCA por cuanto que, al haberse confirmado que el evento descrito por CORELCA en su comunicación con radicación CREG No. 001112 del 7 de febrero de 2002 debe calificarse como externo para efectos del cálculo del índice IH, por cuanto que dentro de los acuerdos del CNO la falta de combustible atribuible al sistema de transmisión o producción tiene esa connotación, el índice  IH para la unidad Flores1 es de 13.0554% con una diferencia relativa de %0.0240% con respecto al reportada por CORELCA, diferencia que está dentro del margen de tolerancia  admitido por el numeral 4.4 del  Acuerdo No. 51 del CNO.

2.5 Guajira

El auditor en su informar  presenta los siguientes valores sobre este parámetro de Guajira:

                 (1)                   (2)                   (3)

Unidades	Valor Reportado	Valor Soportado (96-98 CND)	Valor Soportado (96-98 agente)	Diferencia (1) y (2)	Diferencia (1) y (3)	Observaciones
Guajira	17.8426	18.5783	18.3279	-3.96%	-2.65%

Las anteriores cifras le permiten expresar al auditor que: “Los valores de IH calculados por nosotros son superiores a los valores de IH reportados por los agentes en más del 2%.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta lo siguiente:

“Es importante resaltar que CORELCA S.A. E.S.P. al momento de enviar la información a la Comisión de Regulación de Energía y Gas dentro de los reducidos términos establecidos en las resoluciones y circulares expedidas, optó por utilizar la información existente en la base de datos del CND desde el 1 octubre de 1996 hasta el 31 de diciembre de 1998, a excepción de las unidades 1 y 2 de la planta Termoguajira, la cual se tomó solo hasta el 30 de noviembre de 1998.

Para el período del 1 de enero de 1999 hasta el 30 de septiembre de 1999, fue utilizada la información existente en la base de datos de CORELCA S.A. E.S.P., en concordancia con lo establecido en el acuerdo CNO No. 042 de noviembre 17 de 1999.

Cabe anotar que para este último período, la información de eventos de la base datos de CORELCA S.A. E.S.P., coincide con la que es llevada por parte del Centro Nacional de Despacho.

De las manifestaciones realizadas anteriormente, podemos concluir que las supuestas diferencias mencionadas en el informe por la firma Arthur Andersen, obedecen a las siguientes causas:

Para el mes de diciembre de 1998 en las unidades Guajira 1 y 2 se tomaron los eventos que tiene CORELCA S.A. E.S.P. en su base de datos, debido a que se encontraron diferencias significativas en las horas de operación de la base de datos del Centro Nacional de Despacho (CND) con la operación real de estas unidades en este mes. Esto fue debidamente informado al CND, por medio de la comunicación No. 00826 del 26 de enero de 1999, y a la firma auditora a través de las comunicaciones No. 02368 del 22 de marzo de 2000 y No. 003544 del 9 de mayo de 2000.

Tal como fue expresado en las comunicaciones anteriormente citadas, el principal argumento por medio de la cual CORELCA S.A. E.S.P. soportó con total claridad los eventos del mes de diciembre de 1998 para las unidades 1 y 2 de Termoguajira, fue la inconsistencia de la información de la base de datos del CND, la cual se puede demostrar fácilmente con la comparación entre un cálculo aproximado de las horas de operación, tomando como base la generación real de las unidades, la cual era fácil de verificar puesto que reposan en la base de datos de contadores del ASIC para el mes en cuestión, lo cual arrojó los siguientes resultados:

Guajira1: 631 HO

Guajira2: 553 HO

Mientras que el total de horas de operación consignadas en la base de datos del CND para el mes de diciembre de 1998 fue de:

Guajira1: 386.1 HO

Guajira2: 105.3 HO

Por consiguiente, no era coherente ni acertada (sic) utilizar una información del CND, que de antemano se sabía era errónea y se había manifestado al CND, sin que se realizaran las correcciones del caso por este último.”

Como prueba dentro de la actuación⁽²¹⁾ se ordenó a un experto asesor de la CREG la realización de una Evaluación Técnica sobre la auditoria de la referencia.  Específicamente, se le preguntó al experto lo siguiente:

“Determine si la información existente en la base de datos del  CND desde el 1 de octubre de 1996 hasta el 30 de noviembre de 1998 y la información existente en la base de datos de CORELCA S.A. E.S.P para el periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 1998 y el 30 de septiembre de 1999, relativa a eventos de generación, soporta el valor reportado en el parámetro de Índices de Indisponibilidad Histórica de la planta y/o unidad de generación Guajira para el cálculo del Cargo por Capacidad   en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000. Si la información aludida no soporta el valor reportado,  se servirá señalar el valor soportado y el porcentaje de diferencia con el reportado. Para la rendición del respectivo informe se tendrá en cuenta lo manifestado por CORELCA S.A. E.S.P en el numeral 1) del título “FUNDAMENTOS Y ARGUMENTOS FRENTE A LAS DISCREPANCIAS DE LOS PARÁMETROS REPORTADOS POR CORELCA S.A. E.S.P.”  de su comunicación con radicación CREG No. 001112 del 7 de febrero de 2002 (Pags. 12 y ss y pag. 14 párrafo final), especialmente en cuanto tiene que ver con la justificación  para haber tomado para el mes de diciembre de 1998 los eventos que tiene CORELCA S.A E.S.P. en su base de datos.”

A esta pregunta el experto asesor respondió lo siguiente⁽²²⁾:

“Una vez analizada la información remitida por CORELCA mediante comunicación con radicación CREG-9275 de octubre 17 de 2002, la cual contiene la bitácora de operación de la planta Guajira para el año 1999,  se puede concluir que dicha información al ser utilizada en conjunto con la información de CORELCA para el periodo 1996-1998 en la determinación del índice de indisponibilidad IH para la planta Guajira, produce un valor para este índice de 18,3259% con una diferencia relativa de 2,6370% con respecto al reportado por CORELCA para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000.”

Mediante comunicación con radicación CREG No. 10238 del 13 de noviembre de 2002, CORELCA objetó por error grave el referido dictamen, expresando, en concreto, lo siguiente sobre la planta Guajira:

“Actuando en mí condición de representante legal de la empresa CORELCA S.A. E.S.P, muy respetuosamente me permito manifestarle que con la presente objeto por error grave, el dictamen emitido por el asesor JOSE DAVID MONTOYA SALAS, del cual se nos ha corrido traslado mediante comunicación MMECREG-3984 del 6 de noviembre del presente, en lo atinente a la actuación administrativa de la referencia objeción ésta que se presenta en razón a que existen justificadas discrepancias halladas al concepto emitido por dicho asesor, en el cálculo del índice de indisponibilidad  histórica  -IH-respecto a los datos reportados por CORELCA.

Dice el asesor que el valor del IH para la planta Termoguajira lo determinó utilizando la Información de eventos remitida por CORELCA.  En su examen obtuvo un valor de 18.3259% lo que arrojó una diferencia relativa del 2.637% comparada con el lH reportado por nuestra empresa.

Para el cálculo del IH de nuestras plantas se tomó la ventana de 36 meses, partiendo del 1o de octubre de 1996 hasta el 30 de septiembre de 1999. En esta ventana se tomó como base la información existente en el CND desde el 1o de octubre de 1996 hasta el 31 de diciembre de 1998, y para el período que va del 1o de enero al 30 de septiembre de 1999, se tomó la información de la base de datos de CORELCA E.S.P., según lo establecido por el acuerdo CNO No 042 del 17 de noviembre de 1999

En el caso que nos ocupa debe enfatizarse que se utilizó la información de diciembre de 1998 existente en la base de datos de CORELCA S.A. E.S.P., porque en ese mes se encontraron diferencias significativas en las horas de operación de la base de datos del CND con las de la operación real de nuestras unidades, debido a errores en la  base de datos existente en el CND en ese momento.

Como era lo procedente, lo anterior se informó al CND, a la firma auditora ARTHUR ANDERSEN y a la GREG, con nuestras comunicaciones 00826 del 26 de enero de 1999, al primero; 02368 del 22 de marzo de 2000 y 003544 del 9 de mayo de 2000, a la segunda, y 00970 del 6 de febrero de 2002, a la última.

Las inconsistencias encontradas son fácilmente verificables con la sola comparación de las horas de operación de las unidades 1 y 2 de Termoguajira,  utilizando los datos de generación reportados mediante los contadores de energía con la información contenida en la base de datos del CND, ejercicio del cual se obtiene lo siguiente:

Unidad	Horas operación  calculadas con la          generación real (1)	Horas operación base de datos CND (2)	Diferencia horas de operación (1) – (2)
Guajira1	631	386.1	244.9
Guajira2	553	105.3	447.7

Como prueba dentro de la actuación⁽²³⁾ se ordenó al CND la corrida del modelo de largo plazo que sirvió para el cálculo de la Capacidad Remunerable Teórica del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999-2000 con los mismos parámetros que se utilizaron en su oportunidad, con la única excepción de que para la unidad Guajira de la Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica, debía tomarse para el parámetro de Índices de Indisponibilidad Histórica IH´s el valor de 18.3259 e informar si con el resultado de esta nueva corrida del modelo, se altera la Capacidad Remunerable Teórica Individual de esta unidad térmica y, de alterarse, la proporción en que se produce esta alteración.

CORELCA en comunicación con radicación CREG E-2003-007026 del 22 de julio de 2003 alega la inconducencia de la prueba decretada, reiterando los argumento de la objeción formulada y afirma que la acción caducó.

En respuesta a esta solicitud de nueva corrida del modelo de Cargo por Capacidad, el CND en comunicación con radicación CREG No. E-2003-007083 del 23 de julio de 2003, informó que “Como resultado de esta nueva corrida le informamos que la Capacidad Remunerable Teórica Individual de la unidad Guajira es de 147.996 MW.”

Con el propósito de resolver la objeción presentada por CORELCA contra la Evaluación Técnica, mediante comunicación CREG No. S-2003-    002519, se ordenó al funcionario que rindió la mencionada evaluación, hacer la siguiente aclaración sobre la misma:

“Respecto de respuesta No. 1, relativa a la Planta y/o Unidad de Generación Guajira y teniendo en cuenta que en ella Usted manifiesta que la información objeto de análisis fue la de la bitácora de operación para el año 1999, utilizada en conjunto con la información de Corelca para el periodo 1996-1998 en la determinación del IH, sírvase decir si ello equivale a analizar la información existente en la base de datos del CND desde el 1 de octubre de 1996 hasta el 30 de noviembre de 1998 y la información existente en la base de datos de CORELCA para el periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 1998 y el 30 de septiembre de 1999, relativa a eventos de generación.  Si su respuesta es negativa, sírvase hacer el análisis con esta última información en la forma ordenada mediante comunicación MMECREG-2321 del 8 de julio de 2002.”

A esta solicitud de aclaración el experto asesor respondió lo siguiente⁽²⁴⁾:

“Los cálculos realizados a los cuales se hace referencia en la pregunta anterior consideraron únicamente la información disponible en la base de datos de eventos remitida por CORELCA a la firma auditora, por lo tanto la respuesta a su pregunta es negativa.

Una vez realizados los cálculo (sic) del índice IH en la forma ordenada mediante comunicación MMECREG-2321 del 8 de julio de 2002, los resultados se muestran a continuación:

          Planta              IH – Calculado           IH Declarado        Dif Relativa

          Guajira                  17.8474%                   17.8426%               0.0267%

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 evaluación técnica recaudada en el curso de la actuación, se concluye que respecto de este parámetro y planta no es posible confirmar la existencia de una discrepancia en el valor declarado por CORELCA por cuanto que, al haberse establecido que los resultados iniciales de la Evaluación Técnica del 23 de octubre de 2002 no se fundaron en el análisis de la información existente en la base de datos de CORELCA para el periodo comprendido entre el 1 de diciembre de 1998 y el 30 de septiembre de 1999 en la forma ordenada en el decreto de la prueba⁽²⁵⁾, y al haberse realizado nuevamente el cálculo en la aclaración a la citada evaluación en la forma inicialmente ordenada, el índice  IH para la unidad Guajira es de 17.8474% con una diferencia relativa de %0.0267 con respecto al valor reportado por CORELCA, diferencia que está dentro del margen de tolerancia  admitido por el numeral 4.4 del  Acuerdo No. 51 del CNO.

Esta forma de calcular el IH tiene respaldo en los acuerdos del CNO, específicamente, en los acuerdos 42 de 1999  y 51 de 2000:

“El CND tiene disponible en el servidor la información de las horas a utilizar en el cálculo del IH hasta diciembre de 1998, así como los eventos de 1999. En todo caso los agentes informarán de acuerdo con su propia información y la validarán. La información vigente a partir del Acuerdo aprobado en la reunión No 96 del 27 de mayo de 1999, ya está validada por los agentes.⁽²⁶⁾ (hemos subrayado)

En cuanto al alcance de las funciones del auditor en el numeral 4.4 del anexo del Acuerdo CNO No. 51 de 2000, se establece lo siguiente:

“Revisar las bases de datos empleadas por los agentes contra: a) la del CND en el periodo octubre/96-junio/98 ó la (sic) actualizaciones que hayan hecho los agentes según lineamientos del CNO, y b) las bitácoras de las plantas en el periodo julio/98-septiembre/99.” (hemos subrayado)

3. COSTO VARIABLE DE COMBUSTIBLE

Sobre este parámetro el auditor considera que  el valor reportado para las plantas y/o unidades de generación Barranquilla3, Barranquilla4, Tebsa, Flores1 y Guajira es incorrecto debido  a que el procedimiento de cálculo  no contempló la información necesaria o hubo algún error aritmético.

Específicamente hace la observación de “Calculan el impuesto de timbre sobra la tarifa en boca de pozo y no considera que tiene componente fija.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

“2. En cuanto al costo de combustible

Para la Eficiencia (U.Comb/Mwh), se utilizó el resultado de las pruebas de consumo térmico específico realizadas por LEE E INFANTE LTDA., según el protocolo de pruebas definido en el acuerdo No. 26 del Consejo Nacional de Operación.

Por indisponibilidad de las unidades Barranquilla 4 y Guajira 1, se adoptó lo aprobado en la reunión No. 106 del Consejo Nacional de Operación del 4 de octubre de 1999, que consiste en lo siguiente:

-  Utilizar el mismo valor del año anterior para el caso de Barranquilla 4.

-  Para el caso de Guajira1 se aprobó considerar el mismo valor de la unidad 2, dadas las características similares de estas unidades, las cuales están registradas como planta en el sistema.

Tipo de combustible principal (primario): El combustible primario de las unidades propias y comercializadas por CORELCA S.A. E.S.P. es el gas natural.

Costo de Combustible ($/U.Comb): Tendiendo en cuenta el literal g de la resolución CREG-059/99, se procedió de la siguiente manera:

-  Se consideró el contrato de gas entre CORELCA y ECOPETROL vigente al 31 de octubre de 1999, en su adicional numero 1, el cual contempla en la cláusula segunda, una cantidad diaria mínima base anual (CDMIN) de 164,500 MBTU por día, que corresponde al Take Or Pay de este contrato.

-  Para cada unidad de generación se descontó a la capacidad efectiva neta la indisponibilidad de largo plazo reflejada por el IH.

-  El cálculo de los requerimientos de combustible para generar a la capacidad efectiva neta descontando el IH, se realizó teniendo en cuenta la eficiencia térmica referida al poder calorífico alto (HHV), en concordancia con las cantidades y facturación en el contrato de gas vigente al 31 de octubre de 1999.

-  Para determinar la eficiencia térmica en función del poder calorífico bajo del gas (HHV), se calculó la relación entre el valor de referencia para facturación en el área de la Costa Atlántica, el cual es de 996.0445 Btu/ft3 y el valor del poder calorífico del análisis  del gas  tomado durante cada prueba, obteniéndose los siguientes resultados:

 UNIDAD O EFICIENCIA      EFICIENCIA

 PLANTA (Heat Rate)  (Heat Rate)

   LHV -MBTUIMWh HHV -MBTUIMWh

 Barranquilla3 1 0.4040                 11.5798

 Barranquilla4 10.4920   11.6625

 Tebsa  7.125   7.9413

 Flores1  7.1800   7.9480

 Guajira  9.5990   10.5968

Unidad de medida del combustible (U.Comb): Gas (MBTU), Carbón (toneladas), Fuel Oil (galón).

- Se asignó el Take or Pay (164,500 MBTUD) a prorrata de la cantidad de combustible requerido por cada unidad o planta para generar a la máxima capacidad efectiva neta descontando el IH, dado que al interior del contrato se contempla que el gas natural puede ser consumido por cualquiera de las unidades o plantas.

- Para cada unidad o planta se estableció la diferencia entre el gas asignado a prorrata del Take Or Pay, y la cantidad de combustible requerida por cada unidad o planta para generar a la máxima capacidad efectiva neta descontando el IH; la diferencia corresponde al componente variable para generar a esta capacidad.

- Un vez definido el punto anterior, se determinó el costo de combustible en ($/U.COMB), considerando lo siguiente:

1. Precio del gas en boca de pozo de la Guajira vigente al 31 de octubre de1999, fue de 0.76966 USD/MBTU.

2. Precio del transporte del gas natural hasta las unidades o plantas, vigente al 31 de octubre de 1999 es de 0.34376 USD/MBTU de la tarifa del gas efectivamente transportado.

3. Impuesto de timbre al suministro igual al 1% de la tarifa para el gas natural entregado, del cual el 50% es asumido por CORELCA.

4. Impuesto de transporte igual al 6% de la tarifa para el gas natural transportado.

5. Se consideró una tasa representativa del mercado para el último día hábil de octubre de 1 999 la cual fue de 1 965.44 (pesos Colombianos por dólar).

En cuanto a la observación dada por el Auditor "Calculan el impuesto del timbre sobre la tarifa en boca de pozo y no considera que tiene componente fija”, y sobre la cual se basa la supuesta diferencia, es necesario considerar el aparte del texto del articulo 1o literal g de la resolución CREG-059 de 1999 que dice:

 “ Los costos de combustible (suministro, mas transporte) para cada planta o unidad térmica serán los reportados a la CREG por cada uno de los agentes, en el respectivo formato y deberán reflejar condiciones contractuales. Estos costos deberán...”

Es claro en el contrato GAS-023-97 suscrito entre CORELCA y ECOPETROL para el suministro de gas natural de las plantas de CORELCA, el cual fue entregado en su totalidad al Auditor, en su Cláusula Vigésima Quinta. -Impuestos, numeral 25.3 “El impuesto de Timbre será pagado por las partes en partes iguales".

Adicionalmente, en la Cláusula Vigésima Cuarta.  - Valor del contrato.- se especifica:  “ Puesto que el presente es un contrato de suministro basado en precios y consumos variables, el valor actual del mismo es indeterminado”

Así mismo, el artículo 36 de la ley 383 de julio de 1997, que dice; El inciso cuarto del articulo 519 del estatuto tributario quedará así: "Cuando tales documentos sean de cuantía indeterminada, el impuesto se causara sobre cada pago o abono en cuenta derivado del contrato, durante el tiempo que dure vigente...”

Considerando los apartes anteriores, y teniendo en cuenta que se requiere que los agentes reporten un costo unitario (recordemos que las unidades del costo de combustible son $ / Unidad de Combustible), es claro que el impuesto de timbre pagado por CORELCA, es un Impuesto Ad Valorem, es decir, un impuesto indirecto expresado como una proporción del precio unitario del gas en boca de pozo, según lo facturado mensualmente por ECOPETROL a CORELCA, por lo tanto, existe suficiente ilustración para considerar que el impuesto de timbre nacional se aplica sobre la tarifa pagada para determinar el verdadero costo de combustible en pesos por unidad de combustible, de cada una de las unidades representadas por CORELCA, lo que comprueba que existe grave error de interpretación y metodológico en el cálculo realizado por el auditor.

Sin embargo, y si analizamos detenidamente, la supuesta discrepancia manifestada por el Auditor respecto al calculo del costo variable es negativa, es decir, que los cálculos realizados por el auditor arrojaron un menor valor de costos de combustible que el reportado por CORELCA, lo cual en últimas tendría un efecto negativo para CORELCA, y lo afectaría al reducir en mayor o menor grado su remuneración esperada en el Cargo por Capacidad, por consiguiente no tiene efecto alguno contra la administración ni contra terceros, descartando cualquier sanción aplicable establecida en la reglamentación vigente.

Complementario a lo anterior, nos referiremos a la metodología utilizada por la firma auditora para determinar el costo de combustible de las unidades y/o Plantas de Generación Barranquilla 3, Barranquilla 4, Tebsa, Flores 1 y Guajira, objeto de la Actuación Administrativa de Auditoria sobre la información entregada para el calculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999  2000.

En cuanto a la metodología utilizada por el auditor para determinar los costos de combustible de la resolución CREG-059/99 y el acuerdo CNO No. 42, podemos concluir que solo se hace referencia al cálculo de los costos variables de combustibles y que reflejen las condiciones contractuales y en ningún momento se hace referencia a los costos promedio o incremental calculados por el auditor ni tampoco se especifica en la reglamentación, discriminación alguna en parte variable y fija de los impuestos, especialmente del timbre nacional.

Se requiere entonces, simplemente que los costos de combustible reflejen las condiciones contractuales correspondientes. Por lo tanto, la firma Auditora de los parámetros reportados para el Cargo por Capacidad, no puede disminuir ni restar valores correspondientes a conceptos que no están previstos en la ley, porque carecería de sustento jurídico su proceder.

Adicionalmente, y para corroborar lo antes mencionado, es necesario citar apartes del concepto técnico sobre la auditoría realizada sobre los parámetros reportados para el Cargo por Capacidad emitido por el doctor JORGE ANDRES AMAYA MONTEJO Asesor de la CREG, de acuerdo con la solicitud realizada por esta comisión en comunicación CREG No. 9055 del 11 de octubre de 2001:

[...]

Finalmente, podemos concluir que el auditor no puede afirmar con certeza que hubo errores en los cálculos realizados por CORELCA, porque no existió un procedimiento claro de cálculo para determinar los costos de combustibles. Es grave incluso que el auditor haya comparado sus propios cálculos con los de CORELCA y peor aún, basado en metodologías propias que no estaban soportadas por ninguna resolución de la CREG o acuerdo del CNO.

Teniendo en cuenta lo planteado anteriormente, de manera respetuosa consideramos deben desestimarse las supuestas discrepancias en los costos de combustibles reportados por CORELCA, presentadas en el Informe de Auditoría de Arthur Andersen, pues estas no existieron, dado que existió error en el cálculo realizado por el Auditor, así como en la metodología utilizada por este.”

El CNO en su condición de autor del mecanismo de auditoria 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  al parámetro de Costo Variable de Combustible, expresó lo siguiente:

“Es evidente que sobre este punto existen deficiencias en la  aplicación de las fórmulas y al aplicación de los impuestos, tanto a nivel de Costos de transporte de gas como a nivel de suministro.

El Acuerdo 51 establece que,". . . teniendo en cuenta que no hay un procedimiento especifico establecido, lo que se revisa es si se aplicó correctamente el criterio general." De ahí que determinar cual es el criterio general es básico para dar un concepto de Auditoria. En este sentido, la CREG y el C.N.O. deberán ampliar el alcance de las Resoluciones y acuerdos respectivamente.

La resolución GREG 047 de 1999 modificó el articulo 40 de la resolución 113 de 1998 eliminando la obligatoriedad de los agentes térmicos a suscribir contrato de combustible en firme para participar en el cargo por capacidad, por lo que no entendemos el comentarlo del auditor de la página 121 en cuanto a los agentes con combustibles firme si esto no debió analizarse.

La fórmula de calculo del costo variable del suministro de gas tal como se plantea en la página 19, y de acuerdo a la definición de cada uno de sus términos, no es aplicable para el interior del país. La razón es que para las plantas ubicadas en esta zona, el precio del gas corresponde al gas puesto en Barrancabermeja, el cual resulta de sumar el precio en boca de pozo más la tarifa de conexión del tramo Opón-EI Centro-Galán.

Teniendo en cuenta que el transporte está exento del impuesto de timbre, la fórmula que debe aplicarse para el interior del país es la siguiente:

(Pp*(Cmax~Cdmin)+(P-Conexión)*(Cmax Cdmin)*lt]/Cmax

Donde:

Pp: Precio del gas puesto en Barrancabermeja incluyendo conexión e impuesto de timbre sobre la porción de gas (no sobre la conexión).

Conexión: Valor del transporte Opón-EI Centro-Galán, incluyendo el impuesto de transporte del 6%.

Conexión: Valor del transporte Opón-EI Centro-Galán

La fórmula planteada en la página 120 para calcular el costo variable del transporte es incorrecta, pues como lo establece la ley 401 de 1996, el impuesto de transporte y la cuota de fomento se debe calcular considerando la tarifa total de transporte y no la tarifa del cargo por capacidad como lo hace el auditor.

La fórmula que debe aplicarse para calcular el costo variable del transporte para el interior del país es la siguiente:

[Cc*(Cmax-TorP)]/Cmax +(Cu+Ce+Cf)+(Cc+Cu+Ce+Cf)*(ltr+If)

El párrafo 3 de la página 121 indica que el auditor se dio a la tarea de verificar si las cantidades garantizadas en los contratos de gas, cubren el consumo máximo de las unidades. No se entiende por qué razón y con qué objetivo el auditor se ocupa de este asunto, cuando esto no está dentro del alcance de la auditoria.

Teniendo en cuenta que el auditor no comprendió la forma para determinar el parámetro combustible, las comparaciones entre sus cálculos y los reportados por los agentes carecen de validez.

Adicionalmente y constatando con Ecopetrol, las cifras presentadas en lo referente al porcentaje de agentes que tienen cubierto su consumo máximo, no son correctas. Las plantas que tienen contratado en firme el total de sus requerimientos no superan el 10%, y por otro lado, no hay una planta que tenga contratado en firme más de la totalidad de su consumo. En este aspecto creemos que el auditor no tiene claro, que el consumo que se calcula para efectos del cargo por capacidad, el cual es afectado por el IH y que la resolución denomina máximo, no corresponde en realidad a consumo máximo de la planta. (hemos destacado)”

El Acuerdo CNO No. 51 de 2000, dispone lo siguiente en cuanto a la tolerancia en la auditoria de este parámetro:

“Teniendo en cuenta que no hay un procedimiento especifico establecido, lo que se revisa es si se aplicó correctamente el criterio general.” (hemos destacado)

Arthur Andersen en su informe de auditoria expresa lo siguiente sobre este parámetro:

“Se han utilizado dos tipos de costos variables: promedio e incremental:

- En el primero se calcula el promedio de los costos entre la generación mínima y máxima o en forma equivalente, se calcula un promedio ponderado de los costos incrementales;

- El segundo, corresponde al costo variable del último MW o costo incremental. [...](Pág. 130)

- Las dos formas aquí presentadas cumplen con la estimación de costos variables para generación a capacidad máxima según los criterios establecidos en la resolución CREG 059 de 1999 y el acuerdo 42 del C.N.O. Sin embargo, el costo variable incremental conduciría a una utilización más eficiente de recursos. Adicionalmente, la resolución CREG 55 de 1994 establece para las ofertas como costo variable, entre otros, el costo incremental de combustible. El costo variable promedio logra este objetivo solamente cuando se tienen dos posibles condiciones de generación: cero y máxima.”

Como prueba dentro de la actuación se ordenó a un experto asesor de la CREG (comunicación MMECREG No. 3240 del 3 de octubre de 2001) la realización de una Evaluación Técnica sobre la auditoria de la referencia. Específicamente, se le preguntó al experto lo siguiente:

1. De conformidad con lo expuesto en la Auditoria en su numeral 6, literal B, Pág. 130, para la verificación del parámetro de Costos de Combustible se utilizaron dos (2) tipos de costos variables: promedio e incremental. Diga si estos tipos de costos corresponden a la descripción de costos de combustible prevista en el artículo 1o. literal g) de la Resolución CREG 059 de 1999 y en el Acuerdo No. 42 de 1999 del CNO.

2. A partir de su respuesta al numeral anterior, diga si la definición de costos de combustible prevista en el artículo 1o. literal g) de la Resolución CREG 059 de 1999 y en el Acuerdo No. 42 de 1999 del CNO es inequívoca en su interpretación o admite varias interpretaciones. Si es inequívoca en su interpretación, refiera la interpretación correcta.

3. Teniendo en cuenta que el acuerdo No. 51 de 2000 del CNO,  en el numeral 4.6 de su anexo, en la casilla relativa a “Muestra y Tolerancia”, establece que “...no hay un procedimiento específico establecido...”, exprese  su concepto acerca de si en el literal g) del artículo 1o. de la Resolución CREG 059 de 1999 y en el Acuerdo No. 42 de 1999 del CNO se establece un procedimiento para la determinación de los costos de combustible.

4. Para efectos de la determinación de los costos de combustible de acuerdo con la Resolución CREG 059 de 1999 , exprese su concepto acerca de qué comprende el concepto de “[...] información disponible al 31 de octubre del año en el cual se calcula el cargo por capacidad, [...]” previsto en el artículo 1o. lit. g) de la citada Resolución:

a. Son únicamente los contratos de suministro de combustible y transporte celebrados y la facturación de los mismos?

b. Se incluyen las proyecciones y planes de contratación o, en general, de compra de combustible en el periodo para el cual va a ser calculado el cargo por capacidad?

c. ¿Se incluyen solamente los contratos de suministro de combustible y transporte  y la facturación de los mismos vigentes a 31 de octubre del año en el cual se calcula el cargo por capacidad o, en consideración a que la norma se refiere a la “[...] información disponible [...], es relevante también la información de contratos y facturaciones que han perdido vigencia pero que son información disponible? ¿Se incluyen los contratos vigentes a 31 de octubre del año en el cual se calcula el cargo por capacidad pero cuya vigencia no cubre el periodo para el cual se calcula el cargo por capacidad? ¿Se incluyen los contratos celebrados con posterioridad al a 31 de octubre del año en el cual se calcula el cargo por capacidad pero cuya vigencia cubre el periodo para el cual se calcula el cargo por capacidad?

d. ¿De acuerdo con la Resolución CREG 059 de 1999 y el Acuerdo No. 42 de 1999 del CNO, está previsto para el calculo del costo de combustible cuál es el tiempo la vigencia que deben tener estos actos para ser considerados en dicho cálculo, y si cubren el período para el cual se calcula el cargo por capacidad o si la fórmula para determinar este parámetro incorpora o debe incorporar esta variable de tiempo? ¿En el evento de que varios contratos vigentes al 31 de octubre del año en el cual se calcula el cargo por capacidad cubran distintos segmentos de tiempo del periodo para el cual se calcula el cargo por capacidad, está previsto como se incorpora esta información en la formula para determinar este parámetro? ¿Se informan tantos costos de combustible como contratos existan? ¿Se promedian estos valores?

A estas preguntas el experto asesor respondió lo siguiente (Comunicación con Rad. CREG 009055 del 11 de octubre de 2001):

“1. Una vez verificado el articulo 1o literal g) del la Resolución CREG-059 de 1999, el Acuerdo No. 42 de 1999 del CNO y las dos metodologías que usa el consultor - costos promedios e incrementales -  para valorar los costos variables, y en atención a su pregunta de si ambas interpretaciones caben dentro del articulo 1o  literal g) de la Resolución CREG-059 de 1999, me permito conceptuar lo siguiente:

El texto del Articulo 1o  literal g) de la Resolución CREG-059 de 1999 dice así:

"Los costos de combustible (suministro, más transporte) para cada planta o unidad térmica serán los reportados a la CREG por cada uno de los agentes, en el respectivo formato y deberán reflejar condiciones  contractuales.  Estos  costos  deberán reportarse en $/Unidad de Combustible y corresponderán al costo variable para generar a la máxima capacidad neta de la planta o unidad térmica descontada la indisponibilidad de largo plazo reflejada por el índice IH. Estos costos deben ser reportados con la información disponible al 31 de octubre del año en el cual se calcula el cargo por capacidad, usando la Tasa Representativa del Mercado para el último día hábil de este mes”.

Cuando se hace la lectura de la Resolución se encuentra que en ésta sólo se hace mención a un costo variable a la máxima capacidad neta de la planta descontada la indisponibilidad de largo plazo.

La Resolución en ningún momento hace referencia a un costo promedio o incremental.

2. En concordancia con lo expuesto anteriormente, la definición de costos de combustible prevista en el articulo 1o  literal g) de la Resolución CREG 059 de 1999 y en el Acuerdo No. 42 de 1999 del CNO sólo establece que se reporte un costo variable a la máxima capacidad neta de la planta descontada la indisponibilidad de largo plazo.

Ahora, con referencia a si la interpretación de esta parte de la Resolución es inequívoca o no, debo decir que no es inequívoca porque no se concreta un procedimiento para calcular los costos variables.

3. Efectivamente cuando se hace la lectura del literal g) del Articulo 1o de la Resolución CREG 059 de 1999 y del Acuerdo 42 de 1999 del CNO no se logra dilucidar en concreto un procedimiento para el calculo de los costos de combustible.

4. Para dar respuesta a este interrogante conviene señalar lo expuesto en la primera parte del artículo 1o literal g) de la Resolución CREG 059 de 1999: “(...) Los costos de combustible (suministro, más transporte) para cada planta o unidad térmica serán los reportados a la CREG por cada uno de los agentes, en el respectivo formato y deberán reflejar condiciones contractuales. (...)" (las subrayas son mías).

En primera instancia el término o la expresión “reflejar condiciones contractuales" no resulta concreto y exacto, en la medida que puede interpretarse rígidamente como lo escrito en un contrato, o bien, puede interpretarse extensamente como todos aquellos elementos no necesariamente reflejados en un contrato escrito, pero primordiales para el calculo de los costos de combustible.

Atendiendo su pregunta mas concretamente, cuando la norma hace referencia a información disponible al  31 de Octubre, hay la impresión que son todos los elementos importantes para el cálculo de los costos de combustible. No obstante, cuando se toma en cuenta la expresión ^“deberán reflejar condiciones contractuales" ésta interpretación se limita a lo pactado contractualmente y aparecen interrogantes primero sobre qué se entiende por "reflejar condiciones contractuales" considerando adicionalmente que no se especifica si deben ser condiciones contractuales vigentes o no.

Con las anteriores consideraciones procedo a contestar cada uno de los numerales de esta pregunta:

a) Por lo expuesto anteriormente, no podría ni afirmar ni negar con contundencia, que es únicamente los contratos de suministro y transporte celebrados, y la facturación de los mismos.

b) Igual que en el punto anterior, no podría responder afirmativa o negativamente esta pregunta.

c) Igual que en el punto anterior, carezco de los elementos para contestar afirmativa o  negativamente esta pregunta.

El articulo nunca menciona la vigencia de los contratos como característica de la información disponible.

d) La Resolución no concreta vigencias de tiempo especificas en los contratos o en las informaciones contractuales disponibles al 31 de Octubre del año en el cual se calcula el cargo por capacidad.

En el evento de haber varios contratos que cubran el período para el cual se calcula el cargo por capacidad, la norma no especifica cómo deben incluirse los costos asociados a cada uno de los contratos.

Con referencia al resto de las preguntas, la lectura de la Resolución no me permite afirmar o negar cada una de ellas.”

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,  de los segmentos trascritos del informe de auditoria 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 CORELCA por cuanto que, de un parte, a la fecha de declaración de los parámetros no existía un procedimiento o protocolo para la determinación de estos valores que permitiera a la auditoria señalar con certeza si existen discrepancias con el valor reportado por los agentes. De otra parte, la definición de este parámetro prevista en la Resolución CREG No. 059 de 1999 y en el Acuerdo CNO No.  42 de 1999, ante la inexistencia de un procedimiento o protocolo que indique la manera de desarrollarla, puede ser objeto de diversas interpretaciones como ha quedado demostrado en el expediente.

En efecto,  mientras el auditor pone de presente que esta definición puede ser objeto de por lo menos dos interpretaciones (costo promedio e incremental), el CNO en su Acuerdo No. 51 de 2000, ante la ausencia de procedimiento, se abstiene de señalar un rango de tolerancia a los valores declarados y dispone que lo que se debe revisar es si se aplicó correctamente el criterio general. Además, señala este organismo en su comunicación con radicación CREG No. 006595 del 21 de septiembre de 2000, refiriéndose sobre el informe de auditoria presentado que: Existen deficiencias en la aplicación de las fórmulas y la aplicación de los impuestos, tanto a nivel de costos de transporte de gas como a nivel de suministro; la CREG y el C.N.O deberán ampliar el alcance de las Resoluciones y Acuerdos para determinar un criterio general, lo cual es básico para dar un concepto de Auditoria; la fórmula del costo variable del suministro de gas  tal como se plantea en la página 119, y de acuerdo a la definición de cada uno de sus términos, no es aplicable para el interior del país; la fórmula planteada en la página 120 para calcular el costo variable del transporte es incorrecta y, finalmente, que teniendo en cuenta que el auditor no comprendió la forma para determinar el parámetro de combustible, las comparaciones entre sus cálculos y los reportados por los agentes carecen de validez.

Por su lado, el funcionario designado dentro de la actuación para la rendición de una Evaluación Técnica sobre el informe de auditoria, acerca de si los dos tipos de costos (promedio e incremental) deducidos por el auditor corresponden a la descripción de costos de combustible prevista en el artículo 1o. literal g) de la Resolución CREG 059 de 1999 y en el Acuerdo No. 42 de 1999 del C.N.O, concluye que ninguno de estos costos corresponde a estas descripciones y, agrega, que la interpretación de esta parte de la Resolución no es inequívoca porque no se concreta un procedimiento para calcular los costos variables.

Sobre la información base para el cálculo de este parámetro, como se desprende de su concepto técnico atrás trascrito, el funcionario designado pone de presente que también puede ser objeto de diversas interpretaciones.

Aun cuando, estas posiciones de distintos expertos son diversas, todas ellas son comunes en reconocer la posibilidad de que el concepto de costos variables de combustible sea objeto de diversas interpretaciones, lo cual conduce a la imposibilidad de establecer  márgenes de tolerancia para ellos y, por ende, a la imposibilidad de exigir a los agentes coincidir con los valores calculados por el auditor, es decir, exigir no tener discrepancias con estos valores.

De otra parte, es patente que las cifras reportadas sobre el parámetro de costo de combustible,  son mayores que las obtenidas por la auditoria como valor promedio, lo cual hace irrelevante la diferencia encontrada por el auditor  pues respecto de este parámetro el reporte de valores superiores a los reales tiene la tendencia definida  a disminuir la asignación de la CRT.

Por sustracción de materia, no se consideran las demás solicitudes del interesado.

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 221 del día 11  de septiembre del año 2003, 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 CORPORACIÓN ELÉCTRICA DE LA COSTA ATLÁNTICA-CORELCA 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 las plantas y/o unidades de generación Barranquilla 3, Barranquilla 4, Tebsa, Flores 1 y Guajira, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa CORELCA, correspondiente a las mencionadas plantas y/o unidades 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 CORPORACIÓN ELÉCTRICA DE LA COSTA ATLÁNTICA-CORELCA.  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.

PUBLÍQUESE Y CUMPLASE

Dada en Bogotá D.C., el día 11 de septiembre de 2003

Viceministro de Minas y Energía

Delegado del Ministro de Minas y Energía

MANUEL MAIGUASHCA OLANO

Presidente

JAIME ALBERTO BLANDÓN DÍAZ

Director Ejecutivo

1. Comunicación MMECREG-1501 del 30 de abril de 2002

2. Comunicación con Radicaciones CREG Nos. 004473 del 9 de mayo y 004463 del 8 de mayo de 2002

3. Comunicación MMECREG-2321 del 8 de julio de 2002

4. Comunicación con radicación CREG No. 009510 del 23 de octubre de 2002

5. Comunicación MMECREG-2321 del 8 de julio de 2002

6. Comunicación con radicación CREG No. 009510 del 23 de octubre de 2002

7. Comunicación CREG S-2003-002270 del 15 de julio de 2003

8. Comunicación con radicación CREG No. E-2003-007989 del 25 de agosto de 2003

9. Lo cual tiene soporte en la regulación vigente para la época de los hechos, pues de conformidad con el Acuerdo CNO 42 del 17 de noviembre de 1999, lo agentes debían informar con su propia información al CND y según lo establecido por el Acuerdo No. 51 del CNO en su numeral 4.4, el auditor debía calcular los IH's a partir de los eventos de las bitácoras, considerando éstas como ciertas, y a partir de la información del CND.

10. Comunicación MMECRE-2322 del 8 de julio de 2002

11. Comunicación S-2003-002271 del 15 de julio de 2003

12. Comunicación

13. De conformidad con el anexo No. 4, numeral 2 de “Formatos” de la Resolución CREG No. 59 de 1999, “Los IHs serán calculados con la información disponible hasta el 30 de septiembre del año T.”

14. Lo cual se infería de la circunstancia probada en la actuación de que Tebsa entró en Operación Comercial a partir de las 00:00 horas del 20 de octubre de 1998, según comunicación del CND con radicación CREG No. 006201 del 11 de julio de 2002

15. Anexo CO-1 de la Resolución CREG-025 de 1995 en la forma en que fue modificado por el artículo 3o. de la Resolución CREG-113 de 1998

16. Motivación Resolución CREG No. 30 de 1999

17. Anexo CO-1 de la Resolución CREG-025 de 1995 en la forma en que fue modificado por el artículo 3o. de la Resolución CREG-113 de 1998

18. Comunicación del CND con radicación CREG No. E-2003-007080 del 23 de julio de 2002

19. Comunicación MMECREG-2321 del 8 de julio de 2002

20. Comunicación con radicación CREG No. 009510 del 23 de octubre de 2002

21. Comunicación MMECREG-2321 del 8 de julio de 2002

22. Comunicación con radicación CREG No. 009510 del 23 de octubre de 2002

23. Comunicación CREG S-2003-002270 del 15 de julio de 2003

24. Comunicación con radicación CREG No. E-2003-007989 del 25 de agosto de 2003

25. Comunicación MMECREG-2321 del 8 de julio de 2002

26. Acuerdo CNO No. 42, Cuadro No. 1 del Manual para llenar los cuadros del Anexo No. 4 de la Resolución 047 de 1999