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RESOLUCIÓN No. 034

( 29 ABR. 2002 )

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

Sobre el Mismo Tema Ver: Resolución CREG 082-00

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,

C O N S I D E R A N D O:

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

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

Que mediante Acuerdo No. 51 del 20 de enero de 2000, el CNO aprobó los criterios para la contratación de la 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 auditoría solicitado el día 9 de junio de 2000;

Que mediante auto del 27 de noviembre de 2000, la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, a través de su Director Ejecutivo avocó el conocimiento de las presentes diligencias tendientes a establecer si como consecuencia de que el auditor ARTHUR ANDERSEN, encontró discrepancias en el valor de uno de los parámetros reportados para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000 de las plantas y/o unidades de generación Flores II y Flores III, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la FIDUCIARIA GANADERA S.A.-FIDUGAN, 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 2o. de la Resolución CREG-047 de 1999 y 3o. de la Resolución CREG-082 de 2000;

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

Que para resolver lo pertinente se analizará las presuntas discrepancias que en el respectivo parámetro reportado presentan las plantas y/o unidades de generación con la defensa del interesado, con el propósito de establecer si ellas pueden o no ser confirmadas:

COSTO VARIABLE DE COMBUSTIBLE

Sobre este parámetro el auditor considera que el valor reportado es incorrecto debido a que el procedimiento de cálculo no contempló la información necesaria o hubo algún error aritmético.

Específicamente hace las siguientes observaciones: “No incluyeron la reventa del “take or pay” de transporte a Termocartagena. .”

En su defensa la empresa interesada manifiesta lo siguiente:

Mediante providencia del 27 de noviembre de 2000 la CREG decide "Avocar el conocimiento de las diligencias 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 Flores II y Flores III, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir) correspondiente a estas plantas y/o

unidades de generación,

a favor de la empresa FIDUGAN

, es igual a cero (0) desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno por este periodo." (el subrayado es nuestro).

El procedimiento iniciado se refiere a las plantas y/o unidades de generación “a favor de la empresa FIDUGAN", cuando esta entidad de servicios financieros no tiene dentro de sus actividades -por tener su objeto exclusivo y reglado-, la generación de electricidad. FIDUGAN únicamente actúa como vocera y representante legal de las empresas generadoras, que son FLORES II LTDA

CIA S.C.A. E.S.P., y FLORES III LTDA & CIA S.C.A. E.S.P. a las cuales no se dio traslado del informe de auditoría.

Por lo tanto, se solicita respetuosamente que la CREG aclare su providencia del 27 de noviembre de 2000, refiriéndose a LAS EMPRESAS GENERADORAS, y se precise que FIDUGAN no está vinculada en forma alguna al procedimiento de investigación respectivo.

2. EL INFORME DE AUDITORIA

En la Providencia de la CREG del 27 de noviembre de 2000, se señala que según la "Auditoria de los parámetros declarados del cargo por Capacidad -Productos Finales" entregado por la firma Arthur Andersen el 9 de junio de 2000, las plantas de Generación Flores II y Flores III “presentan discrepancias en el valor de los parámetros reportados, motivo por el cual se inicia la presente actuación administrativa...”

Sobre la afirmación referida a la existencia de discrepancias en el valor de los parámetros reportados, consideramos que el Informe llega a una conclusión inexacta, por el hecho de que disminuyó el Take or Pay de transporte de Gas en la cantidad vendida a TERMOCARTAGENA, sin tener un soporte legal para hacerlo, de acuerdo con las siguientes razones:

2.1 Los costos de combustible deben reflejar las condiciones contractuales.

De conformidad con el literal g) del articulo 30 de la Resolución 047 de 1999, modificado por la Resolución No. 059 de 1999, aplicable para el periodo correspondiente a la estación de verano de diciembre de 1999 a abril de 2000:

Los costos de combustible (suministro, más transporte) para cada planta ó 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... (El subrayado es nuestro)

Se exige entonces, simplemente que los costos de combustible reflejen las condiciones contractuales correspondientes. No se establece, que de la evaluación deba restarse suma alguna. Por lo tanto, la firma que realiza una Auditoria sobre el cargo por Capacidad de los Agentes Generadores, no puede disminuir valores correspondientes a conceptos que no están previstos en la ley, porque carecería de sustento jurídico su proceder.

Dentro de los fines esenciales del Estado 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

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 84 de la Constitución.

También hay que anotar que según lo anterior, no hay inexactitudes en la información suministrada por LAS GENERADORAS a la CREG, y por el contrario hay serias irregularidades de índole constitucional y legal en el procedimiento seguido en el proceso de auditoría.

Por tanto, no podría llegar a presumirse que el VD correspondiente a las Plantas de LAS GENERADORAS es igual a cero, desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno por este periodo, 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 muchísimo mayor y no guardaría proporcionalidad con la conducta, lo que podría llevarlas a ser confiscatorias, sanciones que están expresamente prohibidas por el articulo 34 de la Constitución.

De otra parte hay que tener en cuenta que la GREG 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 disciplinarlo. No está autorizada para crear nuevas sanciones o fijar para casos particulares procedimientos singulares como lo hizo con las Resoluciones 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 a que ella se haga con sujeción a la Ley, no para adicionarla o complementarla. (articulo 370 C.P.).

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

2.2. Contrato de Transporte en Firme

LAS GENERADORAS celebraron un contrato de Transporte de Gas Natural en Firme con la compañía PROMIGAS S.A. E.S.P., el 14 de noviembre de 1997, en virtud del cual, ésta en su condición de Transportador se obliga a recibir cada día en el punto de Entrada Gas natural hasta por la CCFD, en nombre y representación del Remitente -FLORES II Y III ESP-, para conducir el gas natural por el sistema de transporte y mantenerlo disponible en el punto de salida, a cambio de la remuneración acordada, en los términos y condiciones estipulados en el mismo contrato.

El Remitente contrata con el Transportador la capacidad en firme, sin que los costos o los ingresos de las GENERADORAS relacionados con sus actividades de generación eléctrica, tengan ninguna incidencia en el desarrollo de las obligaciones pactadas contractualmente.

En la Cláusula Vigésima Segunda del Contrato se establece la posibilidad de que el Remitente pueda vender a otro agente una capacidad equivalente a la capacidad que está obligado a pagar o parte de esta , siempre y cuando obtenga para cada caso autorización, previa y expresa del Transportador, autorización que podrá ser negada por razones técnicas u operativas.

De igual forma la citada cláusula prevee que, “La reventa de la capacidad Take or Pay

no libera al Remitente de sus obligaciones contractuales

con El Transportador, y en especial a las referentes al pago según la cláusula sexta; por lo anterior, seguirá respondiendo directamente ante El Transportador por todas y cada una de ellas. (El subrayado es nuestro)

De acuerdo con lo anterior, este Contrato representa para LAS GENERADORAS un costo fijo para efectos del calculo del Cargo por Capacidad. La información que se suministró a la CREG refleja las condiciones contractuales pactadas con PROMIGAS, entre las cuales se encuentra el hecho, de que independientemente de que LAS GENERADORAS utilicen o revendan su capacidad de transporte, estas deben responder a PROMIGAS por el Take or Pay de transporte del 80% diario.

2.3. Contrato de Reventa de Capacidad Firme de Transporte de Gas con Termocartagena.

No obstante que durante el periodo de la auditoría del Cargo por Capacidad se estaba ejecutando el contrato de Reventa Capacidad Firme de Transporte de Gas celebrado el 15 de octubre de 1999, permitido tanto en el contrato con PROMIGAS, como luego en el RUT, de ninguna manera esta circunstancia afecta el costo fijo del contrato con PROMIGAS, pues como se especificó anteriormente, su celebración no libera a LAS GENERADORAS de sus obligaciones contractuales con tal empresa Transportadora, como de hecho se ha dado en la practica.

Es decir, que los contratos con PROMIGAS y TERMOCARTAGENA son independientes desde el punto de vista jurídico, e igualmente desde la perspectiva fáctica y financiera.

El hecho de que LAS GENERADORAS hayan revendido transporte de gas a TERMOCARTAGENA bajo la modalidad TP, no significa que no tengan que cumplir un take or pay o que este haya disminuido. El negocio de reventa a TERMOCARTAGENA es un negocio independiente de las condiciones físicas de entrega de gas y representa un ingreso para LAS GENERADORAS.

Como se observa, se trata de una actividad comercial, en la cual LAS GENERADORAS optimizan la utilización de un recurso disponible, como es el de transporte de gas.

Por lo tanto, LAS GENERADORAS siguen teniendo la responsabilidad de pagar

53600 KPCD, es decir que la reventa de gas a TERMOCARTAGENA no las exime de sus responsabilidades contractuales con PROMIGAS, según lo previsto en la Cláusula Vigésima Segunda del contrato.

La situación que se da en la práctica, es que se ejecuta el contrato con PROMIGAS, y adicionalmente LAS GENERADORAS revenden capacidad a TERMOCARTAGENA, en desarrollo de las previsiones contractuales y legales correspondientes.

La reventa de capacidad de transporte de gas es distinta de la actividad de generación y cada una de ellas tiene su propia estructura de costos.

2.4. Facturación de los Contratos con

PROMIGAS y con TERMOCARTAGENA.

Por tratarse de contratos independientes, de igual manera, el proceso de facturación y pagos es separada. En tal sentido, FLORES factura a TERMOCARTAGENA y a los clientes a que haya lugar, por los respectivos contratos de reventa de transporte de gas y de otra parte, PROMIGAS hace lo propio respecto de LAS GENERADORAS, en relación con el contrato de Transporte de Gas Natural en Firme, sin tener en cuenta para nada los negocios comerciales que FLORES realice por concepto de reventa de transporte de gas.

2.5. Estructura

de Costos de los Contratos.

La resolución 047 de 1999

de la Creg, antes citada, modificada por la 059, en el anexo 1 da los parámetros básicos del modelo de largo plazo, para el calculo del cargo por capacidad y en el numeral g) hace referencia a que: "Los costos de combustible (suministro, más transporte) para cada planta ó 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 (...)”

Flores II y III, a la fecha tienen vigentes un contrato con PROMIGAS para el transporte de 67.000 MBTU diarios bajo la figura de Take or Pay, del cual deben pagar el 80% estipulado por el contrato, sea este consumido o no por la planta. Lo cual de manera directa, evidencia que aún en situaciones de no generación, la planta contractualmente esta en la obligación de responder y cancelar dicho transporte.

No obstante ser obvio, no sobra precisar que por definición los "costos fijos" son fijos. Es decir, que para el caso de LAS GENERADORAS corresponden a las "condiciones contractuales" del contrato de transporte de gas natural en firme con PROMIGAS, el cual no ha sufrido modificación alguna, y por lo tanto, el costo fijo allí establecido, sigue siendo el mismo, a pesar de la actividad de comercialización de transporte de gas.

Dentro de la estructura de costos de las PLANTAS II y III, se incluyen los costos derivados del contrato de transporte. Cualquier tipo de negocio con terceros para la reventa de transporte, se toma como una actividad comercial, ya que lo que se busca es optimizar los recursos por tener un contrato de este tipo aun sin estar generando cualquiera de las dos plantas.

Al realizar una actividad comercial de reventa de transporte de gas, no se modifican los costos fijos ni los variables de la actividad de generación eléctrica.

Los ingresos por reventa de gas están contabilizados como tales y por separado y en ningún momento se realiza un cruce entre estos y los costos del Take or Pay, con el fin de disminuir el costo fijo del transporte.

Las actividades de reventa, no conllevan la cesión del contrato a favor de terceros, ni un incumplimiento del contrato por el no uso de la capacidad de transporte, de esta manera, cualquier tipo de estrategia comercial con el fin del optimizar los recursos, no puede ser tomado como una transformación del costo fijo a variable, ni se está trasladando el costo de la parte revendida del Take or Pay a un tercero, sino son LAS GENERADORAS quienes los asumen de manera directa hasta el 80% como lo estipula el contrato con PROMIGAS.

Finalmente se debe precisar que, de conformidad con la Ley Eléctrica las empresas deben efectuar una separación de las diferentes actividades o negocios que realizan, tales como la generación, la comercialización, etc. Por lo tanto, la contabilidad de costos debe registrar en forma separada para la actividad de generación, como la correspondiente a los costos de combustible, y la actividad relacionada con el cargo por capacidad, en tanto que, la correspondiente a la reventa de gas, concierne a la actividad de comercialización. De igual manera, deben separarse los ingresos de la comercialización de energía y de gas.

2.6. Aspectos Técnicos de la

Capacidad de Transporte.

Como queda claro de lo antes señalado, la capacidad de transporte en el contrato de PROMIGAS no ha sido cedida por LAS GENERADORAS a TERMOCARTAGENA, sino que se trata es de una reventa hecha día a día, y se autoriza por parte de las Unidades FLORES II y III a través de nominaciones diarias. En esta forma si a criterio del Transportador no existen las condiciones técnicas para entregar capacidad de Transporte en TERMOCARTAGENA en un día especifico, LAS GENERADORAS quedan eximidas de responsabilidad y pueden seguir utilizando el gas que requiera su despacho programado.

Lo anterior, se basa en lo previsto en el parágrafo primero de la Enmienda No.

del contrato de reventa con TERMOCARTAGENA, según el cual, "En el evento de una reducción en la capacidad transportadora de gas, sin que exista responsabilidad de FLORES,

FLORES tendrá la debida prelación para el transporte de gas que requiera para satisfacer sus necesidades

, pero también hará sus mejores esfuerzos para ayudar a la normalización del servicio de transporte de que aquí se trata, informando en todo momento a TERMOCARTAGENA de las medidas y cambios que se presenten en la situación." (el subrayado es nuestro).

De otra parte, en la Cláusula Vigésima Segunda del contrato entre LAS GENERADORAS y PROMIGAS antes citada, se establece que la reventa de capacidad de transporte puede no ser autorizada por PROMIGAS por razones técnicas u operativas. Estas razones consisten que, en caso de altos consumos de gas en la Costa Atlántica las entregas de gas no pueden realizarse a Cartagena, quien no ha contratado directamente con el Transportador y con el cual no existe compromiso total e irrevocable de cumplimiento por parte de PROMIGAS, y en últimas tampoco de LAS GENERADORAS.

Físicamente la reducción en la capacidad se debe, además de fallas o mantenimientos en el gasoducto, a aumentos en consumo de las plantas de la Costa Atlántica entre las cuales se incluyen a las de FLORES II y III. Como se está revendiendo capacidad de transporte de la ciudad de Barranquilla a la ciudad de Cartagena, la primera restricción en las entregas de gas se realiza en el nodo externo del gasoducto que es Cartagena, con la cual la capacidad de transporte se reduce a TERMOCARTAGENA y por lo tanto FLORES II y III tienen prelación sobre el gas que no se puede entregar a TERMOCARTAGENA.

En cualquier otra condición de despacho eléctrico y de gas de las plantas de la Costa Atlántica, no debe existir una reducción en la capacidad de transporte que obligue a disminuir las entregas a FLORES II y III para entregarla en TERMOCARTAGENA, solo que se trate de eventos de fallas y/o mantenimientos especiales, los cuales se encuentran incluidos en todos los contratos como circunstancias constitutivas de fuerza mayor o caso fortuito, o circunstancias eximentes, lo cual no afecta el cálculo del costo variable. Prueba de lo anterior, es que en condiciones normales de operación, como se ha operado en los últimos dos años de 1999

y 2000, no existe problema alguno para permitir que operen tanto las Unidades de FLORES y de TERMOCARTAGENA al mismo tiempo y con una carga equivalente a la CRT de cada Planta.

2.7. El cálculo

del Cargo por Capacidad en el periodo 1999 / 2000 de FLORES II y III es correcto, no existe la discrepancia aducida por la Auditoria.

Con base en todo lo anterior, se considera que el Informe de Auditoría de Arthur Andersen le faltó identificar plenamente la comercialización de la reventa de la capacidad de transporte de la Unidades FLORES II y III a TERMOCARTAGENA, así como conocer en detalle el funcionamiento físico y técnico del gasoducto de la Costa Atlántica, lo que a nuestro juicio le hubiera permitido verificar que el calculo del precio de transporte de gas de las Unidades FLORES II y III se encuentra perfectamente calculado.

Sobre todo teniendo en cuenta, el hecho notorio de que, ante eventuales restricciones en las entregas de gas en el gasoducto de la Costa Atlántica, el gas se queda en Barranquilla y por lo tanto, la prioridad la tendrían las unidades de TERMOFLORES.

De otra parte, en el mismo documento contentivo de la Metodología de Arthur Andersen, (Página 21), se señala que: "Un procedimiento normal de auditoría, desarrollado de acuerdo con Normas de Auditoria Generalmente aceptada, incluye un proceso de validación del informe final con el auditado, mediante el cual discutimos nuestros resultados y conclusiones. Sin embargo, para el caso especifico de este proyecto

no hicimos una validación del informe final con cada agente

, teniendo en cuanta lo establecido en le acuerdo 51 del CNO en su numeral 1

Criterios Generales, inciso 5... El informe final será entregado a la CREG... Esta circunstancia constituye una limitación en el alcance de nuestra auditoría, teniendo en cuenta que nuestro informe

no está exento de eventuales errores en cálculos o interpretaciones

, los cuales posiblemente habrían podido ser detectados o corregidos durante un proceso de validación directa de resultados con los agentes...".(el subrayado es nuestro).

A nuestro parecer esta manifestación de que el procedimiento no se ajustó a las Normas de Auditoría Generalmente Aceptadas, (Ley 43 de 1990) ya que no se obtuvo evidencia suficiente y competente, pone en tela de juicio la validez como Informe de Auditoría, por la no validación final por parte de cada uno de los agentes. No creemos que sirva como justificación para pretermitir la validación final con cada agente, el hecho de que el informe debía presentarse a la CREG, toda vez que ese es un procedimiento básico e imperativo de carácter general, que de ser vulnerado lleva a la violación del debido proceso y del derecho de defensa, como ocurrió en el caso de LAS GENERADORAS.

CONSIDERACIONES FINALES

Con fundamento en las anteriores consideraciones de tipo legal, técnico, financiero y fáctico, de manera respetuosa objetamos el Informe de Auditoría 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 Flores II y Flores III,

debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir) correspondiente a estas plantas y/o unidades de generación, a favor de la empresa FIDUGAN, es igual a cero (o) desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno por este periodo, aclarando además que se refiere el procedimiento a.........

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

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

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

En particular con relación 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 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 comentarlo del auditor de la página 121 en cuanto a los agentes con combustibles firme si esto no debió analizarse.

[...]

El Acuerdo CNO No. 51 de 2000, dispone lo siguiente en cuanto a la tolerancia en la auditoría 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 auditoría 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 CNO. 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. 3239 del 3 de octubre de 2001) la realización de una Evaluación Técnica sobre la auditoría 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 (SIC) 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 auditoría 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 para las Plantas Flores II y Flores III por cuanto que, de un parte, a la fecha de declaración de los parámetros, técnicamente no existía un único un procedimiento o protocolo para la determinación de estos valores que permitiera a la auditoría señalar con certeza si existen discrepancias con el valor reportado por los agentes. De otra parte, la definición de este parámetro prevista en la Resolución CREG-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 un único 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 al informe de auditoría presentado, que existen deficiencias en la aplicación de las fórmulas y en la aplicación de los impuestos, tanto a nivel de costos de transporte de gas como a nivel de suministro. La CREG y el CNO 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, 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 auditoría, 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 CNO, concluye que la Resolución CREG-059 de 1999 en ningún momento hace referencia a un costo promedio o incremental 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.

Aún 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.

Finalmente, aún cuando tiene razón la FIDUCIARIA GANADERA S.A acerca de que el VD (Valor a Distribuir) por concepto de Cargo por Capacidad de estas plantas y/o unidades de generación no se concede a favor de esta empresa, no se considera necesaria la vinculación a esta actuación de las empresas generadoras FLORES II Ltda. & CIA S.C.A. E.S.P., y FLORES III Ltda. & CIA S.C.A. E.S.P., por cuanto que, como obra en los certificados de existencia y representación allegados a la actuación y como lo reconoce la fiduciaria, ésta actúa como vocera y representante legal de las mencionadas empresas generadoras y en tal calidad formuló su defensa en esta actuación.

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

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

R E S U E L V E:

ARTÍCULO 1o. Declarar que no se confirmó la existencia de discrepancias en el valor de los parámetros reportados por las empresas generadoras FLORES II Ltda. & CIA S.C.A. E.S.P., y FLORES III Ltda. & CIA S.C.A. E.S.P. para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000.

ARTÍCULO 2o. Ordenar el archivo de la actuación administrativa dirigida a establecer si como consecuencia de que el auditor ARTHUR ANDERSEN, encontró discrepancias en el valor de uno de los parámetros reportados para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000 de las plantas y/o unidades de generación Flores II y Flores III, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), 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 FIDUCIARIA GANADERA S.A. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. 29 ABR. 2002

EVAMARÍA URIBE TOBÓN	DAVID REINSTEIN BENÍTEZ
Viceministra de Minas y Energía Delegada por la Ministra de Minas y Energía	Director Ejecutivo
Presidente

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