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RESOLUCION No. 020

( 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 Auditoría de los parámetros del Cargo por Capacidad y, por su parte, el CND contrató a la firma ARTHUR ANDERSEN para su realización, empresa ésta que presentó el informe de auditoría solicitado el día 9 de junio de 2000;

Que mediante auto del 27 de noviembre de 2000, la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, a través de su Director Ejecutivo avocó el conocimiento de las presentes diligencias tendientes a establecer si como consecuencia de que el auditor ARTHUR ANDERSEN, encontró discrepancias en el valor de algunos de los parámetros reportados para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000 de las plantas y/o unidades de generación Termozipa 2, Guavio, Paraiso, La Guaca, Canoas, Colegio, Laguneta y Salto, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa EMGESA S.A. E.S.P., en adelante EMGESA, 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 memorial que reposa en la actuación;

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

1. CONSUMOS TÉRMICOS ESPECÍFICOS

1.1. Termozipa 2

Sobre este parámetro el auditor consideró que el valor declarado no es adecuado (9,927), debido a que difiere del de la prueba realizada por L&I (9,938) en un porcentaje de –0.1%.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que “De la prueba de ‘heat rate’ de Lee Infante resultó un consumo térmico específico de 9.938 BTU/kWh, que llevado a t/MWh corresponde a 0,4285. El valor reportado por EMGESA se basó en el memorando interno CPTZ-0593 de octubre 26 de 1999, que se anexa, donde se reporta dicho valor con tres decimales. La diferencia representa un error de 0,1%. Esta diferencia es tan baja que no modifica las asignaciones de CRT. Solicitamos que en caso de no aceptarse nuestra apreciación, se efectúe la corrida del modelo para determinar si se modifica la asignación de CRT que se hizo a Termozipa 2.”

Como prueba dentro de la actuación se ordenó 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 periodo 1999-2000 con los mismos parámetros que se utilizaron en su oportunidad, con la única excepción de que para la Unidad TERMOZIPA 2 se utilizaría para el parámetro de Consumo Térmico Específico, el valor de 0.4285 toneladas/MWh, esto es el valor resultante de la prueba realizada por L&I. Verificada la nueva corrida del modelo, según comunicación suscrita por el Gerente del Centro Nacional de Despacho (Rad. CREG 010303 del 16 de nov/01), se obtuvo que la CRT de TERMOZIPA 2 no cambia.

La circunstancia de que la diferencia entre el valor reportado y el obtenido por L&I sea ínfima, al extremo de que la prueba realizada reportara que esta variación en nada afectó la CRT de TERMOZIPA 2, respalda la posición de EMGESA acerca de que la diferencia se debió a la desestimación del cuarto decimal en la cifra que se tomó como base del reporte y que para tal efecto hubo de ser convertida de t/MWh a BTU/kWh. En estas condiciones la CREG encuentra aceptables las explicaciones de EMGESA y bajo la consideración de que la mínima diferencia reportada por el auditor y atribuida a la conversión del valor a distintas unidades de medida, por su insignificancia, no tiene la virtualidad de variar la asignación de la CRT, concluye que respecto de este parámetro no hay lugar a asumir que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa EMGESA S.A. E.S.P., correspondiente a TERMOZIPA 2, es igual a cero (0), desde la fecha de presentación del informe hasta el final de la estación de invierno.

2. CAPACIDAD EFECTIVA NETA

2.1. Salto

Sobre este parámetro el auditor considera que la información suministrada no soporta el valor declarado.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que “[…] la potencia declarada a la CREG para el cálculo de la CRT, 14,2 MW para cada una de las cuatro unidades, corresponde a la potencia de la rehabilitación de la central en el año 1996. Esta información se puede verificar en los planos de construcción y en las pruebas de recepción de las turbinas.[…]” El interesado allega a la actuación copia de los referidos documentos.

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 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 de Hidráulicas, expresó lo siguiente:

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

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

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

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

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

El Resultado no admite el concepto de tolerancia por no haber una referencia contra la cual comparar, debe tomarse como un estudio de consultoría.

Numeral 4.3 del Acuerdo CNO No. 51 de 2000.

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

3. Teniendo en cuenta que el acuerdo No. 51 de 2000 del CNO, en el numeral 4.3 de su anexo, en la casilla relativa a “Muestra y Tolerancia”, establece que “El Resultado no admite el concepto de tolerancia por no haber una referencia contra la cual comparar.”, exprese su concepto acerca de si en las Resoluciones de la CREG y en los Acuerdos del CNO, particularmente, en las Resoluciones CREG 025 de 1995, 116 de 1996, 047 y 059 de 1999 y en el Acuerdo 42 del 17 de noviembre de 1999, existe una referencia que permita comparar la información sobre el parámetro Capacidad Efectiva Neta de Hidráulicas entregado para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000 o si existe un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a este parámetro que permita a la auditoría determinar con toda certeza si existen discrepancias con el valor de los parámetros reportados por los agentes para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000.

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

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

A estas preguntas el experto asesor respondió lo siguiente:

3. Sobre el punto número 3: en mi concepto, en las Resoluciones CREG 025 de 1995, 116 de 1996, 047 y 059 de 2001 y en el Acuerdo CNO 42 de 1999, no existe una referencia que permita comparar la información sobre el parámetro indicado en el Anexo 4.3 del acuerdo CNO 51 de 2000 y entregada para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999-2000 y no existe un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a este parámetro que permita a la auditoría determinar con toda certeza si existen discrepancias con el valor de los parámetros reportados por los agentes para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999-2000.

4. Sobre el punto número 4: en mi concepto, la ausencia de protocolos y procedimientos para definir los citados parámetros, impide, como lo establece el acuerdo CNO No. 51, establecer márgenes de tolerancia; bajo estos presupuestos no es, desde el punto de técnico, exigible de los agentes que reportaron los valores de estos parámetros para el cálculo del cargo por capacidad, coincidir exactamente con los determinados con posterioridad en el ejercicio de la auditoría.

5. Sobre el punto número 5: comparto los criterios expresados en los Anexos 4.5, 4.7 y 4.3 del Acuerdo CNO 51 de 2000, en particular que el Alcance respecto de los parámetros indicados en los Anexos 4.5 y 4.7 es el de “Determinar la razonabilidad, desde el punto de vista de ingeniería y de las condiciones normales de operación de los embalses, de los valores declarados por los agentes”.

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

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

3. FACTOR DE CONVERSIÓN

Guavio, Paraíso, La Guaca, Canoas y Colegio

Las siguientes son las observaciones del auditor sobre cada planta y/o unidad de generación, las cuales le permiten expresar que el valor reportado no es válido o no está debidamente soportado y la respectiva defensa de EMGESA:

En primer término, se transcribe el comentario general que EMGESA hace sobre este factor respecto de las distintas plantas y/o unidades de generación:

Ante todo, queremos dejar en claro que EMGESA recibió de la EEB toda la información que fue reportada a la CREG para el cálculo de cargo por capacidad, con excepción de las unidades de Termozipa, sobre las cuales EMGESA efectuó pruebas de “heat rate”. EMGESA reportó esta información de buena fe pues era la utilizada hasta ese momento en los análisis de planeamiento energético del CND.

A la firma auditora se le entregó el documento “FACTORES DE CONVERSIÓN DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN EN LAS PLANTAS HIDROELÉCTRICAS DE LA EMPRESA DE ENERGÍA DE BOGOTA-INSTITUTO DE ASUNTOS NUCLEARES-AREA DE HIDROLOGIA, Junio de 1991”, como soporte adicional para verificar el orden de magnitud de los factores de conversión, con cuyos valores EMGESA obtendría, para las cadenas “PAGUA y CASALACO” una mayor remuneración de cargo por capacidad y sin embargo se decidió reportar los valores históricos suministrados por la EEB.

3.1. Guavio

El auditor manifiesta que: “No se incluyen en el cálculo de la potencia el valor del eficiencia del transformado (SIC). No hay sustentación de la fórmula utilizada para el cálculo de las pérdidas de presión en la conducción (p = 0,0022229* Q2)”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

Según el acuerdo No. 80 del CNO: “ El agente, de acuerdo con las particularidades de la central, tendrá libertad de realizar las pruebas a cada unidad individualmente...” y el acuerdo No. 103 del CNO: “ En caso de que alguna planta hidráulica no haya efectuado pruebas reportarán lo siguiente: si no son plantas filo de agua reportarán el factor de conversión correspondiente al percentil 50 del nivel histórico del embalse de los últimos 5 años o los años existentes utilizando la curva de que disponga el agente”.

El valor del factor de conversión de 9.9614 MW/m3/s corresponde al estimado con la ecuación histórica informada para la central de acuerdo al documento 13000208 del 4 de abril de 1995 de la EEB, para la operación con tres unidades y sin incluir la eficiencia del transformador.

Se reportó un factor de pérdidas de 0,0022229, según el documento antes citado de la EEB. Este valor es extrapolado de las memorias de cálculo de la firma Ingetec, diseñadora del proyecto, que se anexan.

Para una operación con una unidad e incluyendo la eficiencia del transformador se obtiene un factor de conversión de 9,9608 que difiere en 0,0006 del valor reportado. Lo anterior equivale a un error del 0.006% que no modifica la asignación que se hizo de CRT.

3.2. Paraíso

El auditor manifiesta que: “El valor declarado es superior al promedio de los 12 valores calculados de FC, 7,5838. No se presenta información que asocie el factor de conversión con el nivel del embalse correspondiente al percentil 50.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

El factor de conversión reportado de 7,89 MW/m3/s corresponde al valor que históricamente informó la EEB y del cual anexamos la certificación de dicha entidad. Este valor no depende de la variación en el nivel del embalse, ya que debido a la baja variación posible de nivel con respecto a la gran cabeza de la Central, no hay variación significativa en el factor de conversión. Esto se confirma con la realización de las pruebas de factor de conversión, donde para el embalse del Muña, de acuerdo con el protocolo del CNO, es necesario realizar tal prueba, únicamente para un nivel de embalse. Se anexan cálculos respectivos.

El factor de conversión de las unidades se debe obtener a la potencia declarada. Sin embargo, el auditor estima en forma equivocada el valor de factor de conversión para la central, como el promedio de los factores de conversión a diferentes valores de potencia y lo señala como valor soportado en su informe.

Los comentarios para esta Planta, son válidos para las demás plantas de las cadenas PAGUA y CASALACO.

3.3. La Guaca

El auditor manifiesta que: “El valor declarado es superior al valor promedio de los 12 valores mencionados, 8,8713, tampoco corresponde a los valores últimos de cada unidad que son los de potencia y caudal máximos.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

El factor de conversión reportado de 7,89 MW/m3/s corresponde al valor que históricamente informó la EEB y del cual anexamos la certificación de dicha entidad.

Los comentarios expuestos para la Central Paraíso son igualmente válidos para esta Planta.

3.4. Canoas

El auditor manifiesta que: “El valor declarado es superior al valor promedio de los 4 valores calculados de FC, 1,1616, tampoco corresponde al último de los 4 valores que es el de potencia y caudal máximo. En la curva de factor de conversión – potencia de la información de soporte no aparece ningún valor de FC por encima de 1.1720 MW/m3/s.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

El factor de conversión reportado de 1,25

MW/m3/s

corresponde al valor que históricamente informó la EEB y del cual anexamos la certificación de dicha entidad.

Los comentarios expuestos para la Central Paraíso son igualmente válidos para esta Planta.

3.5. Colegio

El auditor manifiesta que: “El valor declarado es superior al valor promedio de los 20 valores de FC calculados, 7,3480. El factor de conversión de la planta se determinó para cinco de las seis unidades de la misma.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

El factor de conversión reportado de 7,50 MW/m3/s corresponde al valor que históricamente informó la EEB y del cual anexamos la certificación de dicha entidad.

Los comentarios expuestos para la Central Paraíso son igualmente válidos para esta Planta.

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

PRIMERO: Las empresas propietarias de plantas hidráulicas que deseen hacer las pruebas de factor de conversión, para 1999

podrán

hacerlas para un punto de nivel de embalse, de acuerdo con el protocolo aprobado por el Comité de operación.

Acuerdo CNO No. 32 del 4 de octubre de 1999. (hemos destacado)

__________________________________

EFICIENCIA PLANTA O UNIDAD:

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

Las plantas que hayan efectuado una medición del Factor de Conversión

, reportarán este valor de acuerdo con el protocolo y la metodología de cálculo aprobados por el CNO.

Las plantas que no hagan medición

, reportarán el Factor de Conversión correspondiente al percentil 50% del nivel histórico del embalse de los últimos cinco años (enero 1 de 1994 a diciembre 31 de 1998) o los años existentes.

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

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

Acuerdo CNO No. 42 del 17 de noviembre de 1999, Cuadro 1 del Anexo. (hemos destacado)

___________________________________

Que

si no se hizo la prueba

, se hayan calculado los valores de factor de conversión correspondientes a los percentiles (sobre la curva disponible) y obtenido el factor equivalente con el percentil correspondiente al 50%.

Acuerdo CNO No. 51 del 20 de enero de 2000, numeral 4.2 del Anexo, Cuadro de “Actividades del Auditor” num.3.

(hemos destacado)

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

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

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

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

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

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

4. PARÁMETROS DE LOS EMBALSES

Las siguientes son las observaciones del auditor sobre cada planta y/o unidad de generación, las cuales le permiten expresar que el valor reportado no es adecuado o no está debidamente soportado y la respectiva defensa de EMGESA:

4.1. Mínimo Técnico

4.1.1. Guavio

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

En su defensa la empresa interesada manifiesta que:

El valor declarado es de 25,79 Mm3 a la cota de 1520 m. Se anexa el documento soporte elaborado por la firma Ingetec, diseñadora del proyecto. El valor del nivel mínimo técnico fue verificado y cumple, según los cálculos de sumergencia realizados por la auditoría. Sin embargo, manifiesta: “No cumple con el requerimiento de operación a plena carga”.

Con respecto a esta última afirmación, manifestamos nuestro desacuerdo por cuanto el criterio con el que se definió el nivel mínimo técnico, por parte del CNO, fue el de obtener la operación de todas las unidades de una central a plena carga con ese nivel de embalse, que desde luego, corresponde a una potencia menor que la capacidad nominal. La plena carga, en el caso de Guavio, se refiere a la máxima potencia que puede entregar la central con operación de sus cinco unidades, la cual es variable en función de la cabeza de presión o sea en función del nivel del embalse, mientras el auditor considera, en forma errónea, que generar a plena carga corresponde a generar únicamente a la capacidad nominal.

4.2. Máximo Técnico

Como comentario general EMGESA manifiesta que “La información no se había soportado por cuanto estos embalses no son propiedad ni son controlados por EMGESA.”

4.2.1. Embalse de Sisga

El auditor expresa que: “El agente no suministró información de soporte”.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que: “Valor declarado 96,50 Mm3. Se anexa documento de soporte de dicho valor expedido por la Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca – CAR.”

4.2.2. Embalse Tominé

El auditor expresa que: “El agente no suministró información de soporte”.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que: “Valor declarado 690,0 Mm3. Se anexa certificación expedida por la Empresa de Energía de Bogotá como soporte de dicho valor.”

4.2.3. Embalse Neusa

El auditor expresa que: “El agente no suministró información de soporte”.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que: “Valor declarado 99,90 Mm3. Se anexa documento de soporte de dicho valor expedido por la CAR.”

4.2.4. Embalse Chuza

El auditor expresa que: “El agente no suministró información de soporte”.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que: “Valor declarado 227,00 Mm3. Se anexa documento de soporte de dicho valor expedido por la EAAB.”

4.3. Curva Guía Mínima

Como comentario general EMGESA manifiesta que “La información no se había soportado por cuanto estos embalses no son propiedad ni son controlados por EMGESA. Se anexan los soportes correspondientes [...]”

4.3.1. Embalses de Sisga y Neusa

El auditor expresa que: “El agente no suministró información de sustentación”.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que: “Certificación expedida por la Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca.”

4.3.2. Embalse de Chuza

El auditor expresa que: “El agente no suministró información de sustentación”.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que: “Certificación expedida por la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá.”

4.3.3. Embalse de Tominé

El auditor expresa que: “El agente no suministró información de sustentación”.

En su defensa la empresa interesada manifiesta que: “Certificación expedida por la Empresa de Energía de Bogotá.”

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):

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

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

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

Mínimo Técnico: (página 102)

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

“Nivel Mínimo Técnico.

Elevación

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

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

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

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

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

el valor del primero de enero es aceptable.

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

· En cuanto al alcance:

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

1. Mínimo técnico
2. Máximo técnico
3. Volumen de espera
4. Curva guía mínimo
5. Curva guía máxima

[...]

· En cuanto a la tolerancia:

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

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

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

[...]

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

A estas preguntas el experto asesor respondió lo siguiente:

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

[...]

4. Sobre el punto número 4: comparto los criterios expresados en los Anexos 4.5, 4.7 y 4.3 del Acuerdo CNO 51 de 2000, en particular que el Alcance respecto de los parámetros indicados en los Anexos 4.5 y 4.7 es el de “Determinar la razonabilidad, desde el punto de vista de ingeniería y de las condiciones normales de operación de los embalses, de los valores declarados por los agentes”.

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

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

5. ARCOS DE GENERACIÓN Y DE DESCARGA

Las siguientes son las observaciones del auditor sobre cada planta y/o unidad de generación, las cuales le permiten expresar que el valor reportado no es válido o no está debidamente soportado y la respectiva defensa de EMGESA:

5.1. Arcos de Descarga

Como comentario general sobre este parámetro EMGESA, manifiesta que “La información no se había soportado por cuanto estos arcos no son responsabilidad de EMGESA. Se anexan certificados de las entidades responsables de los mismos [...]”

5.1.1. Sisga - Baraya

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.2. Baraya - Achury

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.3. Tominé - Achury

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la EEB.

5.1.4. Achury - Lajas

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.5. Barandilla - Lajas

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.6. Lajas - Tibito

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.7. Chuza - Tunchuza

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la EAAB.

5.1.8. Tunchuza – El Sapo

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la EAAB.

5.1.9. El Sapo - Acueducto

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la EAAB.

5.1.10. El Sapo - Teusacá

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la EAAB.

5.1.11. Teusacá - Irrigación

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.12. Teusacá - Tibito

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la EAAB.

5.1.13. Tibito – Acueducto

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la EAAB.

5.1.14. Tibito – Irrigación

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.15. Tibito – Irrigación

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.16. Irrigación – Alicachín

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que adjunta certificado emitido por la CAR.

5.1.17. Muña – Alicachín

El auditor expresa que: “La carencia de información no permite emitir un concepto técnico sobre el caudal máximo declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que anexa el informe de diseño de la firma Ingetec.

5.2. Arcos de Generación

5.2.1. Planta Guavio

El auditor expresa que: “La información de soporte no indica como se obtuvo el valor declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta lo siguiente: “El valor reportado considera las ocho unidades para las cuales fue diseñada la Central de Guavio considerando un caudal de 24.00 m3 por unidad. Este valor fue obtenido a partir de la curva de eficiencia para una potencia de 230 MW.

Se anexa la curva de eficiencia donde se indica que para una potencia de 230 MW se requiere un caudal de 24 m3/s. El arco está diseñado para ocho unidades, con lo que obtenemos un total de 192 m3/s.

Se anexa igualmente certificación de la firma diseñadora donde señala que la capacidad del arco de generación es aun mayor que la reportada por EMGESA.

5.2.2. Planta Salto 1

El auditor expresa que: “No se indica a que corresponde el valor declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que anexa certificación de la firma diseñadora donde señala la capacidad del arco de generación.

5.2.3. Planta Laguneta

El auditor expresa que: “No se indica a que corresponde el valor declarado.”

En su defensa la empresa interesada manifiesta que anexa certificación de la firma diseñadora donde señala la capacidad del arco de generación.

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):

En particular en relación con los parámetros denominados Arcos de Generación y de Descarga, expresó lo siguiente:

En el alcance de la auditoría establecido en el Acuerdo No. 51 se indicó que: “Dado que estas variables no tienen un procedimiento claro y aprobado para su evaluación, el alcance propuesto no es exactamente el de una auditoría sino de consultoría.”

En consecuencia, es necesario conocer los criterios utilizados y el informe general con el fin de que el CNO estructure hacia el futuro una metodología con criterios unificados que sirva para las corridas futuras de la CRT. Es importante tener en cuenta que en algunos casos existen arcos de descarga que no son propiedad de los generadores.

En la página 141, no tiene sentido analizar la relación entre flujo máximo declarado para un arco y el caudal máximo de diseño de la turbina pues cualquiera de ellos que sea mayor no da lugar a ninguna inconsistencia. Adicionalmente existen plantas que fueron diseñadas para un valor pero que no están trabajando a esa capacidad.

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

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

Arcos de descarga

4. Flujo mínimo

5. Flujo Máximo

Arcos de generación

6. Flujo mínimo

7. Flujo Máximo

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

2. Teniendo en cuenta que el acuerdo No. 51 de 2000 del CNO, en el numeral 4.7 de su anexo, en la casilla designada “Alcance”, establece que “Dado que estas variables no tienen un procedimiento claro y aprobado para su evaluación, el alcance propuesto no es exactamente el de una auditoría sino de una consultoria.”, exprese su concepto acerca de si en las Resoluciones de la CREG y en los Acuerdos del CNO, particularmente, en las Resoluciones CREG 025 de 1995, 116 de 1996, 047 y 059 de 1999 y en el Acuerdo 42 del 17 de noviembre de 1999, existe un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a los parámetros denominados “Arcos de Descarga y Generación” que permita a la auditoría determinar con toda certeza si existen discrepancias con el valor de los parámetros reportados por los agentes para el cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al periodo 1999 – 2000.

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

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

A estas preguntas el experto asesor respondió lo siguiente:

2. Sobre el punto número 2: en mi concepto, en las Resoluciones CREG 025 de 1995, 116 de 1996, 047 y 059 de 2001 y en el Acuerdo CNO 42 de 1999, no existe un protocolo o procedimiento para definir los valores correspondientes a los parámetros de los embalses indicados en el anexo 4.7 del Acuerdo CNO 51 de 2000 que permita a la auditoría determinar con toda certeza si existen discrepancias con el valor de los parámetros reportados por los agentes para el cálculo del cargo por capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad correspondiente al período 1999-2000.

3. Sobre el punto número 3: en mi concepto, la ausencia de protocolos y procedimientos para definir los citados parámetros, impide, como lo establece el acuerdo CNO No. 51, establecer márgenes de tolerancia; bajo estos presupuestos no es, desde el punto de técnico, exigible de los agentes que reportaron los valores de estos parámetros para el cálculo del cargo por capacidad, coincidir exactamente con los determinados con posterioridad en el ejercicio de la auditoría.

4. Sobre el punto número 4: comparto los criterios expresados en los Anexos 4.5, 4.7 y 4.3 del Acuerdo CNO 51 de 2000, en particular que el Alcance respecto de los parámetros indicados en los Anexos 4.5 y 4.7 es el de “Determinar la razonabilidad, desde el punto de vista de ingeniería y de las condiciones normales de operación de los embalses, de los valores declarados por los agentes”.

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

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

Los únicos valores reportados que no coinciden con los documentos allegados, son los relativos a Arcos de Descarga “Sisga – Baraya” (16,00 m3/s) y “Chuza – Tunchuza” (35.00 m3/s), puesto que las certificaciones de la Corporación Autónoma Regional y de la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá asignan a estos arcos los valores de 14 m3/s y 24 m3/s. No obstante, tal diferencia resulta irrelevante si se tiene en cuenta que el valor utilizado para la corrida del modelo fue el establecido en el Documento ISA UENCND 99 – 43 del 14 de diciembre de 1999, titulado “Procedimiento y Parámetros para Calcula el Cargo por Capacidad Año 2000.”

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 EMGESA S.A. E.S.P para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000.

ARTÍCULO 2o. Ordenar el archivo de la actuación administrativa dirigida a establecer si como consecuencia de que el auditor ARTHUR ANDERSEN, encontró discrepancias en el valor de algunos de los parámetros reportados para el cálculo del Cargo por Capacidad 1999-2000 de las plantas y/o unidades de generación Termozipa 2, Guavio, Paraiso, La Guaca, Canoas, Colegio, Laguneta y Salto, debe asumirse que el VD (Valor a Distribuir), a favor de la empresa EMGESA S.A. E.S.P., 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 EMGESA S.A. E.S.P. Contra las disposiciones contenidas en esta Resolución procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de su notificación.

NOTIFÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Bogotá, D.C. 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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