Publicación Diario Oficial No.: , el día:
Publicada en la WEB CREG el: 28/January/2009
RESOLUCIÓN No.175
( 22 DIC. 2008 )

Por la cual se ordena el archivo de una actuación administrativa



LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

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


Que mediante la Resolución CREG-071 de 2006, se creó el Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía, se precisó su método de cálculo y se estableció un sistema de verificación de los valores de los parámetros reportados por los agentes para su cálculo;

Que en el Anexo No. 6 de la Resolución CREG-071 de 2006 se establecieron los criterios para la contratación de la auditoría para la verificación de parámetros y se definió que al CND corresponde tal contratación;

Que en cumplimiento de las citadas disposiciones el CND contrató a la firma PRICE WATERHOUSE ASESORES GERENCIALES LTDA para la realización de la auditoría, empresa ésta que el día 27 de diciembre de 2007 presentó con la radicación CREG E-2007-01030 el informe final detallado sobre la verificación de parámetros del cargo por confiabilidad;

Que mediante auto del 15 de febrero de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, a través de su Director Ejecutivo dio inicio a las presentes diligencias dirigidas a establecer plenamente la existencia o inexistencia de las discrepancias que según el informe final detallado sobre la verificación de parámetros del cargo por confiabilidad, entregado por la firma PRICE WATERHOUSE ASESORES GERENCIALES LTDA, en adelante PwC AG, el día 27 de diciembre de 2007, Radicación CREG E-2007-01030, presenta la planta y/o unidad de generación ESMERALDA en el valor reportado para el parámetro de “Indisponibilidad Histórica Forzada Planta Hidráulica - IHF”, consistente en que el valor calculado por PRICE WATERHOUSE ASESORES GERENCIALES LTDA para el referido parámetro es de 5,1394%, mientras que el reportado por la CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A E.S.P es de 1,6102%;

Que el referido auto también tuvo por objeto:
    • “Definir si como consecuencia de la eventual confirmación de la referida discrepancia, la asignación a CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A E.S.P de Obligaciones de Energía Firme respaldadas con la planta y/o unidad de generación ESMERALDA, es igual a cero (0) para el año de vigencia comprendido entre el primero (1°) de diciembre de 2006 y el treinta (30) de noviembre de 2007 y si hay lugar a la cesación de pagos por concepto de Cargo por Confiabilidad que aún no se hayan efectuado y a la devolución de los pagos recibidos en los términos del artículo 39 inciso 3 de la Resolución CREG – 071 de 2006.”
    • “Definir sí para posteriores asignaciones de Obligaciones de Energía Firme se considerará la energía resultante de la corrección del parámetro con discrepancias, según se establezca en la presente actuación administrativa.”
Que en desarrollo de la actuación a que dio lugar el mencionado acto, se puso en conocimiento de la empresa interesada, esto es, de la CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A E.S.P, el informe de verificación de parámetros con sus respectivos soportes y se dio oportunidad a la citada empresa para que ejerciera su derecho de defensa, lo cual efectivamente hizo mediante memoriales con radicación E-2008-003418 y E-2008-009178 que hacen parte del expediente 2008 - 0006;

Que para resolver lo pertinente se analizará la presunta discrepancia que en el respectivo parámetro reportado presenta la planta y/o unidad de generación ESMERALDA, con el propósito de establecer si ella debe o no ser confirmada:


INDISPONIBILIDAD HISTÓRICA FORZADA PLANTA HIDRAÚLICA - IHF

Los siguientes son los resultados del informe de verificación de parámetros de PwC AG sobre la planta y/o Unidad de Generación ESMERALDA, los cuales le permiten expresar que el valor reportado para el parámetro de Indisponibilidad Histórica Forzada Planta Hidraúlica - IHF, presenta una discrepancia:

“Como resultado del análisis de: i) la información suministrada por Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. a PwC AG, ii) La información declarada por Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. a la CREG y (iii) La información suministrada por el CND a PwC AG, y en aplicación de los criterios y procedimientos para la verificación de la información sobre los parámetros para el cálculo del cargo por capacidad, PwC AG concluye que existe discrepancia entre el valor verificado por PwC AG y el declarado por Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. ante la CREG.” (Página 5 del citado informe)

Entre las consideraciones que expone PwC AG en su informe para arribar a la anterior conclusión, se destaca la siguiente:

“Se observó que el valor declarado ante la CREG por Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. respecto a ESMERALDA para el parámetro Indisponibilidad Histórica Forzada es inferior al calculado por PwC AG en más de un 10%, evaluando ambas cifras con una aproximación a cuatro decimales, utilizando la metodología de redondeo.”
    En su defensa la empresa interesada manifiesta que (extracto del memorial con radicación E-2008-009178):
        “b. Indiferencia de la ENFICC asignado con el parámetro de la empresa y el parámetro del Auditor

    De la revisión de la base de datos del Auditor y, derivado de los cálculos propias hechos por la CHEC, hemos encontrado que la ENFICC asignada no sufre cambios aún con el parámetro HF calculado por el Auditor.

    La anterior significa que no habría lugar a continuar con la actuación administrativa que nos ocupa, y en ese sentido, debe procederse a ordenar el archivo de la misma.

    En efecto, tal y como se desprende del texto de la Resolución 71 de 2006, la actuación administrativa que debe iniciar la Comisión de Regulación de Energía y Gas, procede cuando de la diferencia de los parámetros reportados por la empresa y aquellos calculados por el Auditor, resulta una mayor ENFICC que aquella que efectivamente se asignó, bien porque sea la misma Comisión de Regulación de Energía y Gas la que lo determine o porque el agente así lo solicite “En este sentido, es importante aclarar que, de acuerdo con la Resolución 071 de
    2006, la asignación realmente es de una Obligación de Energía Firme.”
    : al respecto, la Resolución 071 de 2006 señala lo siguiente:
        "Las holguras y márgenes de error que se definen buscan garantizar que aquellos valores declarados por el agente, con discrepancias que conlleven a la asignación de una menor ENFICC, no sean considerados como discrepancias."

    La indiferencia respecto de los cálculos antes mencionados, se evidencia en el Cuadro No.1.
    Cuadro No. 1 - Comparativo de IHF / ENFICC

    (…)
    Sin perjuicio de lo anterior - que de entrada implicaría que la Dirección Ejecutiva ordenará el archivo de la actuación administrativa por las razones antes explicadas - creemos necesario pronunciarnos sobre algunos elementos de la Auditoría, que solamente fueron evidentes una vez se analizó en detalle la Base de Datos del Auditor, análisis según el cual, se comprobaría de manera suficiente que el Auditor incurrió en imprecisiones, errores metodológicos y demás, que no fueron puestos de presente en el Informe Final, que dejarían sin sustento tanto el informe mismo, como la actuación administrativa.
        c. Falta de coherencia y rigurosidad en la labor del Auditor

    A partir del traslado de la base de datos del Auditor que hizo la Comisión de Regulación de Energía y Gas a la CHEC, se compararon los resultados que el Auditor incluyó en el Informe Final, la Base de cálculo que éste construyó y la información conocida y existente del CND “En este sentido, la CHEC solicitó al CND la relación de eventos registrada para la planta, que se asume es la misma que tomó el Auditor.”, para el mismo periodo.

    De la comparación anterior, encontramos grandes inconsistencias, no solamente entre las cifras, sino además - y más grave aún - entre la metodología que el regulador le estableció al Auditor y lo que en realidad éste ejecutó.

    En efecto, tal y como lo establece el Anexo 6 de la Resolución 071 de 2006, el procedimiento que el Auditor debió aplicar, era el siguiente:
        "Actividades de la firma contratada para la verificación de parámetros
        • Recibe de la CREG los valores declarados por los agentes.
        • Solicita a cada agente las Bitácoras de planta.
        • Conforma uno base de cálculo con la información de las Bitácoras.
        • Solicita al CND la relación de los eventos registrados durante el período de verificación.
        • Si en la relación entregada por el CND existe un número de eventos superior en 10% al número de eventos registrados por el agente en su bitácora, procede a la inclusión de los eventos verificados dentro de la base de cálculo.
        • Determina si se trata de una planta o unidad con información insuficiente de acuerdo con la reglamentación vigente y el margen de error definido para esta clasificación, como se explica adelante.
        • Con la información de la base de cálculo procede al cálculo de los IHF. "(Negrilla fuera de texto)

    Pues bien, del análisis de los documentos entregados, encontramos que el Auditor no tuvo en consideración el parámetro de comparación resaltado, es decir que, de acuerdo con lo dispuesto por el regulador, el Auditor debía comparar, la base de cálculo construida con la bitácora de la Planta, con la relación de eventos entregada por el CND, para establecer si el número de eventos en el CND era superior en un 10%, al número de eventos consignado en la base de datos de la planta, en cuyo caso debía proceder a completar la base datos.

    En el evento que, o bien el número de eventos del CND no fuese mayor al de la Base de datos de la planta, o bien la diferencia estuviese dentro del rango del 10%, el Auditor no podía complementar la base de datos, porque de lo contrario, estaría contrariando el marco definido por el regulador.

    Lo anterior se evidencia de la Base de Datos enviada por el regulador, de la siguiente manera:

              Cuadro No. 2— Eventos. Fuente Informe final PWC

              (…)
      Del cuadro anterior, se desprende que el número de eventos reportado por el CND, era inferior al que incluyó dentro de la Base de Datos construida a partir de la bitácora de planta y por tanto, debió trabajar con la Base de Datos sin modificación alguna.
      Como si lo anterior no fuese lo suficientemente grave, encontramos que además, el Auditor incluyó dentro de la base de datos, eventos que no corresponden a la bitácora de la planta, y tampoco guardan coherencia alguna, como se explica a continuación:
      En efecto, en el siguiente cuadro, se presentan tres resultados diferentes para la variable numero de eventos: El primero de ellos se obtiene a partir de la relación de los eventos que el CND remitió a la CHEC por solicitud de esta última, el segundo de ellos se obtiene a partir de los eventos de la bitácora de la planta y el último corresponde al Informe Final del Auditor.
      Los resultados obtenidos muestran la falta de rigurosidad del Auditor en la aplicación del mecanismo de verificación.
              Cuadro No. 3- Comparativo Número de Eventos
    (…)
      Las diferencias encontradas, debidas tanto a la fuente de información, como de metodología aplicada, tienen un efecto importante, no sólo en la credibilidad de las acciones del Auditor, sino en la estructura de la actuación administrativa.
      Jurídicamente, el efecto previsto por la evidente "omisión" del Auditor, frente al marco regulatorio para el ejercicio de su función, es que el informe no puede ser tomado válidamente por el regulador, para iniciar o continuar con la actuación administrativa y mucho menos, para determinar si hay lugar o no a la devolución de los dineros percibidos por el agente en virtud de la aplicación del Cargo por Confiabilidad.
      La afirmación anterior se entiende cuando se considera que el Regulador fundamenta el proceso de verificación no sólo en la existencia de un Informe presentado por un tercero independiente, llamado Auditor, sino además, en las condiciones de éste informe, el cual debe ser coherente, claro y suficiente para determinar la falta del agente en el reporte de los parámetros respectivos.
      En efecto, el regulador al respecto señaló:
        "Requisitos mínimos para la contratación de la Auditoría para la verificación de parámetros
        Para la definición de los términos de referencia de la contratación de la verificación de parámetros, el CND observará las siguientes pautas:
                • El informe de verificación de parámetros observará los criterios generales definidos en esta resolución y en las demás normas de la CREG y acuerdos del CNO, vigentes antes de la fecha de declaración de parámetros para la estimación de la EFICC.
                • El informe final de verificación de parámetros debe ser claro, preciso y detallado en el establecimiento de discrepancias por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos en este anexo, entre los valores verificados y los valores de los parámetros reportados por los agentes. No se admitirán informes ambiguos.
                • En el informe final de verificación de parámetros se explicarán y relacionarán todos los antecedentes, estudios, métodos, memorias de cálculo, exámenes, experimentos e investigaciones que sirvieron de base para dictaminar respecto de determinadas plantas y/o unidades, discrepancias en el valor de los parámetros reportados (Subraya fuera de texto).
                • Previo a la entrega del informe final, el contratista validará sus conclusiones con los agentes afectados, dando acceso a las memorias de cálculo y permitiéndoles contradecir el informe y formular solicitudes de complementación o aclaración que se resolverán en el informe final." (Subraya fuera de texto)

      De acuerdo con lo anterior, sería válido afirmar que, en la medida que se compruebe que el informe del Auditor no es riguroso, metodológicamente incorrecto, o ambiguo, éste no puede ser la base de ninguna actuación administrativa, en razón a que ésta estaría falsamente motivada.
      Ahora bien, sin perjuicio de lo anterior, encontramos adicionalmente que las cifras incluidas dentro del informe del Auditor no guardan coherencia ni con el marco regulatorio ni con las cifras en las cuales debería fundamentarse, tal y como se explica brevemente a continuación.
      En efecto, cuando la CHEC analizó los resultados incluidos en el Informe del Auditor, la empresa intuyó que la diferencia radicaba fundamentalmente en la interpretación de aquellos eventos que la empresa consideró como externos y por tanto excluibles del cálculo del parámetro, que el Auditor no los consideró como tales; esos eventos estaban fundamentalmente asociados al cambio de caudal.
      El supuesto asumido por la Empresa para explicar la diferencia, resultó ser falso, por cuanto, por lo menos desde el punto de vista conceptual, aquellos eventos que la Empresa excluyó para el cálculo del parámetro reportado, debieron ser los mismos que el Auditor debió incluir, en caso que discrepara de la interpretación regulatoria que tuvo la empresa, lo que claramente no ocurrió.“ En efecto, la CHEC, dentro del primer documento entregado con ocasión del traslado del Informe Final del Auditor, planteó que no consideró dentro del cálculo del IHF los cambios de caudal, en consideración a su interpretación tanto de la Resolución 071 de 2006 como del marco regulatorio: si el Auditor no estaba de acuerdo con esa interpretación, sería válido afirmar que ese mismo número de eventos excluidos por la empresa, debió ser el mismo número de eventos incluidos por el Auditor.”
      De manera que se procedió a tomar algunos eventos de las tres bases de datos, para determinar la validez de la metodología aplicada por el Auditor, de la siguiente manera:
      Periodo comprendido entre el 8 de febrero del 2004 al 2 de mayo de 2004
      En el siguiente cuadro elaborado por la CHEC, se presenta la caracterización de eventos para el periodo en cuestión.
          Cuadro No. 4— Eventos 8 de febrero del 2004 al 2 de mayo del 2004

    BD: Construido por CHEC con la suministrada por el CND Número de Eventos CND[1]
    BD construidos por CHEC con base en la bitácora de la planta
    Número de Eventos PWC, informe final
    418
    230
    1

    “[1] El valor corresponde a aquel que resulta de la información que el CND remitió a CHEC por solicitud de esta misma.”
    En el cuadro anterior, la diferencia entre el número de eventos de la columna 1 (información contabilizada por CHEC de acuerdo con el reporte del CND) y el número de eventos de la bitácora de la planta para ese periodo, se explican fundamentalmente en que el valor del CND incluye los cambios de disponibilidad comercial (derivados del cambio de caudal), en tanto que en la bitácora, estos no se consignaron de la misma manera, en razón al marco regulatorio especial que se explicó de manera suficiente en el primer documento presentado.

    Sin embargo, sea cual fuese la forma de contabilizar los eventos de caudal que se considere como la "debida", el evento único incluido por el Auditor, no tiene explicación lógica alguna.

    En el grafico siguiente se puede observar la variable Disponibilidad para el periodo mencionado:
    (…)
    Así, como se desprende del gráfico anterior, el Auditor estableció un solo evento, al asumir que la disponibilidad de la planta era un valor constante de 12 MW, cuando en realidad, tuvo variaciones importantes durante el periodo mencionado.

    La misma gráfica, muestra coherencia entre los eventos registrados en la bitácora de la planta y los registrados por el CND. Es decir, mientras que el Auditor incluía un solo evento para el periodo en cuestión, tanto la bitácora de la planta, como los registros del CND, incluían un número significativamente superior, asunto que no tiene una explicación evidente, dejando en entredicho la labor realizada por el Auditor y la validez del Informe.

    Sin perjuicio de la gravedad de los efectos que las posibles suposiciones del Auditor puedan tener, puede concluirse frente a la metodología aplicada éste, lo siguiente:

    1. Que el Auditor no cumplió con el procedimiento definido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, que claramente le imponía la obligación de construir una base de cálculo, de acuerdo con los datos de la bitácora de la planta y conforme a la regulación vigente (cualquiera que sea la que él considerará como válida).

    2. Que el Informe Final del Auditor, no tiene una coherencia conceptual, que permita un ejercicio razonable del derecho de defensa.

    3. Que el Auditor aparentemente tomó una "muestra", que es lo único que podría explicar la diferencia entre los eventos, aplicando un procedimiento que además de no estar contemplado en el marco regulatorio, no fue claramente expresado en el informe final, como de manera expresa se lo exigía la Resolución 071 de 2006.

    Periodo comprendido entre el 1 y el 31 de octubre del año 2003

    Cuadro No. 5— Eventos 1 a 31 de octubre del 2003
    (…)
    Del gráfico se desprende nuevamente, que el Auditor asumió de manera unilateral y actuando en contravía de la Resolución 071 de 2006, que la disponibilidad de la planta durante ese periodo era una constante, lo que explica la diferencia entre los diferentes valores señalados en el cuadro No.5.

    Es importante anotar que el procedimiento utilizado por el auditor en estos casos tiene unos efectos importantes, adicionales a aquel que invalidaría por completo el Informe Final. En efecto, si se analizan con cuidado los periodos mencionados (cuadros No. 4 y No. 5), se encuentra que el Auditor al asumir una disponibilidad fija en el tiempo, en unos casos estaría derrateando artificialmente la disponibilidad comercial de la planta y en otros la estaría aumentando. Tanto en unos casos como en otros no estaría cuantificando adecuadamente la disponibilidad de la planta, evidenciando, como ya se mencionó, la falta de coherencia metodológica y conceptual desde el punto de vista regulatorio.

    En efecto, si se toma el primer evento antes analizado, con los “derrateos artificiales” y “disponibilidades comerciales ampliadas” tendríamos lo siguiente:

    (…)

    En ese sentido, si se considera que el derrateo de la planta es un evento no excluible del cálculo del parámetro, y que se calcula considerando la diferencia entre la disponibilidad comercial con la Capacidad Efectiva Neta, los eventos que superaran la disponibilidad constante asumida por el Auditor, afectaron a la Empresa en la medida que le impondrían un mayor derrateo al que realmente ocurrió, en tanto que todos los que estaban por debajo, la favorecieron al aumentarle la disponibilidad comercial, sin que exista ningún tipo de fundamento o rigor científico, ni mucho menos regulatorio, que permita este tipo de improvisaciones.

    d. Falta de coherencia en la clasificación de los eventos por parte del Auditor

    Adicionalmente a lo anterior, dentro de la base de datos enviada a la Empresa, se identificaron así mismo algunos eventos que fueron inadecuadamente calificados, incluso a la luz de los parámetros de la Resolución 071 de 2006, que al respecto señala en el Anexo 3:

    "En el cálculo de los IHF para todo tipo de plantas y/o unidades de generación, no se incluirán:

    1. Los eventos relacionados con el STN y/o STR que afecten el índice.

    2. Los eventos resultantes de una declaración de racionamiento programado por parte del Ministerio de Minas y Energía en los términos del Decreto 880 de 2007, o aquel que lo modifique o sustituya, en virtud del cual se señalan los sectores de consumo más prioritarios.

    Para efectos de excluir del cálculo de los IHF los eventos relacionados con la declaración de racionamiento programado, el generador debe cumplir con las siguientes disposiciones:

    i) Tener celebrados contratos firmes de suministro y transporte de gas natural.
    ii) En la respectiva hora no tener previamente programados mantenimientos.
    iii) Destinar el gas contratado al sector prioritario definido por el Ministerio de Minas y Energía.

    Los eventos se determinan a continuación:

    i. Evento del 12 de diciembre de 2003 - Unidad 1

    Este evento, ocurrido a las 12:58, está descrito como un disparo por protecciones y que tuvo una duración de 1.2333 horas.

    Este evento en particular, está inadecuadamente calificado como una indisponibilidad, ya que al obedecer a causas atribuibles al Sistema de Transmisión Regional (STR) debió ser excluido del cálculo del IHF.

    En efecto, tal y como se deriva de la bitácora de la planta, y de la lectura del OPESIN del día, se identifica claramente lo existencia de fallo en el STR.

    ii. Evento del 12 de diciembre de 2003 - Unidad 2

    Como se desprende del OPESIN de la fecha, este evento ocurrió a las 12:58, con una duración de 1,2833 horas, y se produjo fundamentalmente derivado de un disparo en la barra de 115 Kv de la Subestación Esmeralda, que implica que al igual que los eventos anteriores, deba ser considerado como un evento excluible del cálculo para el IHF.

    iii. Evento del 20 de diciembre de 2003 — Unidades 1 y 2

    Este evento ocurrió a las 15:04, con una duración de 0,6166 horas, es atribuible en estricto sentido a uno fallo en el Sistema de Transmisión Regional; descrito como disparo de la línea Esmeralda - Insula 115 kV, y de lo línea, Esmeralda — Hermosa 115 kV ocasionando lo salida de las dos unidades generadoras, tal y como aparece registrado en la Bitácora del Centro Regional de Control CHEC“5 Este evento no es registrado en el OPESIN ,por producirse en el
    nivel de 115 kv y no llevo a desatención de la demanda", asunto que debió ser considerando como un evento excluible por el Auditor para el cálculo del IHF de
    la planta.

    iv. Evento del 13 de septiembre del 2005 - Unidad 2

    Este evento ocurre a las 11:06 con una duración de 1,0833 horas y está cubierto con la consignación Nacional número C0035660. En su calidad de mantenimiento programado, el evento debió estor excluido del cálculo del IHF.

    e. Conclusiones


    De acuerdo con lo el presente documento, es válido concluir lo siguiente:


    1. En consideración a que la asignación del ENFICC no varía, incluso con el parámetro IHF definido por el Auditor, debe ordenarse el archivo inmediato de la actuación administrativa.

    2. Sin perjuicio de lo anterior, del análisis de la Base de Datos del Auditor, se deprende que éste, utilizando sus propios cálculos y registros, no cumplió con la metodología que la Comisión de Regulación de Energía y Gas le había definido, quitándole toda validez al Informe Final y sustento a la actuación administrativa.

    3. Al mismo tiempo, del análisis de la Base de Datos del Auditor, comparada con lo bitácora de la planta y de la relación de eventos del CND (que fue solicitada por la CHEC paro efectos de hacer los cálculos respectivos), se concluye que el Auditor no cumplió con el procedimiento de verificación definido por el regulador, al construir la Base de cálculo sin considerar la bitácora de la planta y sin tener en cuenta la relación de datos del CND.

    4. Derivado del análisis hecho por la CHEC, tomando para el efecto solamente algunos periodos, encontramos que el Auditor "asumió" la disponibilidad de la planta como un valor constante, contrario a lo que arrojaba tanto la bitácora de la planta, como la información que proveyó el CND; esta posición no tiene sustento alguno en el marco regulatorio.

    5. Al mismo tiempo, existen eventos inadecuadamente registrados.

    6. El Informe Final del Auditor, así como la Base de Datos que le sirve de sustento, son insuficientes para poder continuar con la actuación administrativa, ya que la viciarían de falsa motivación, como se explicó de manera detallada en el presente documento.”

    Consideraciones sobre la presunta discrepancia

    La discrepancia hallada por el auditor consiste en que el valor declarado ante la CREG por la CHEC S.A E.S.P para el parámetro Indisponibilidad Histórica Forzada Planta Térmica – IHF de la planta y/o unidad de generación “ESMERALDA” es de 1,6102%, mientras que el auditor sostiene que el verdadero valor es de 5,1394%, el cual corresponde al por él calculado.

    Entre los argumentos expuestos por CHEC S.A E.S.P en su defensa se destaca, por tener vocación de prosperidad, el que consiste en sostener que el reporte del valor cuestionado no entraña un beneficio adicional para la empresa dado que la ENFICC calculada con el valor de 5,1394%, es igual a la calculada con 1,6102%.

    De acuerdo con los dispuesto en el numeral 6.2 del Anexo no. 6 de la Resolución CREG – 071 de 2006 “Las holguras y márgenes de error que se definen buscan garantizar que aquellos valores declarados por el agente, con discrepancias que conlleven la asignación de una menor ENFICC, no sean consideradas discrepancias.”

    Aunque, según el auditor, el valor declarado está por fuera de las holguras o márgenes de error definidas en el referido Anexo, no por ello ha de ignorarse el alegato del interesado en orden a examinar si el valor declarado conlleva a una menor o mayor asignación de la ENFICC porque, con independencia de que las holguras o márgenes de error tengan tal propósito, el criterio normativo que se busca garantizar de no considerar discrepancias valores que den lugar a una menor asignación de ENFICC, es autónomo, más aun si se considera que, en últimas, lo que se está examinando es el correcto cálculo de la ENFICC declarada por el interesado, para prevenir el riesgo de que sea superior a la real; más no a la inversa, pues lo que se pretende evitar es que se adquiera una obligación de energía firme superior a la verdadera ENFICC de la respectiva planta y/o unidad.

    En el presente caso la CHEC S.A E.S.P alega que la ENFICC calculada con el valor de 1,6102% para el parámetro Indisponibilidad Histórica Forzada, es exactamente igual a la calculada con 5,1394%, valor determinado por auditor.

    A partir de los resultados publicados en su página WEB (www.xm.com.co) por el Operador del Mercado (XM S.A E.SP) dentro de su función de verificador de los cálculos de la energía firme declarados para la asignación de Obligaciones de Energía Firme para el período comprendido entre diciembre 1 de 2006 a noviembre 30 de 2007, según se tiene definido en la Resolución CREG-071 de 2006, la CREG evaluó el cambio de la ENFICC, modificando el parámetro “Indisponibilidad Histórica Forzada Planta Térmica – IHF”:



    De acuerdo con el cálculo expuesto, la ENFICC de ESMERALDA calculada con la Indisponibilidad Histórica Forzada declarada (1,6102%), es igual a la calculada con el valor hallado por el auditor (5,1394%), con lo cual se confirma la alegación del agente y no se puede confirmar la presunta discrepancia dictaminada por PwC AG.

    En estas condiciones encuentra la CREG que el parámetro declarado por el agente y glosado por PwC AG, no condujo a una mayor asignación de ENFICC.

    Por las anteriores razones, la CREG, sin necesidad de examinar los demás argumentos expuestos por el interesado, no confirma la existencia de la discrepancia advertida por el auditor y ordenará el archivo de la actuación, y, como para arribar a tal conclusión no necesita de pruebas adicionales, se abstendrá de decretar las solicitadas, no sin antes advertir que tal conclusión no desdice de trabajo de auditoria, pues, como en él se manifestó, su alcance no comprendía las valoraciones que aquí se han hecho.

    Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión No. 396 del día 22 de diciembre de 2008, 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 reportado por la empresa CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A E.S.P para el parámetro Indisponibilidad Histórica Forzada Planta Térmica de la planta y/o unidad de generación ESMERALDA para el cálculo del Cargo por confiabilidad 2006-2007.

    ARTÍCULO 2o. Abstenerse de decretar las pruebas solicitadas por el interesado.

    ARTÍCULO 3o. Ordenar el archivo de la actuación administrativa de que da cuenta el expediente 2008 – 0006.

    ARTÍCULO 4o. La presente Resolución deberá notificarse personalmente a la empresa CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS 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. 22 DIC. 2008





    MANUEL MAIGUASHCA OLANO
    HERNÁN MOLINA VALENCIA
    Viceministro de Minas y Energía
    delegado del Ministro de Minas y Energía
    Director Ejecutivo
    Presidente



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