RESOLUCIÓN 101 DE 2019

(agosto 30)

Diario Oficial No. 51.090 de 28 de septiembre 2019

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Por la cual se decide la actuación administrativa adelantada para establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable en la puesta en operación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de Empresas Públicas de Medellín, EPM ESP.

LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS,

en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 de 1994 y 1260 de 2013 y

CONSIDERANDO QUE:

A) ANTECEDENTES

La Ley 143 de 1994 definió como objetivo fundamental de la regulación asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Así mismo, la ley estableció como función del regulador la de valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente.

En desarrollo de los precitados mandatos legales, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante Resolución CREG 071 de 2006, adoptó el mecanismo del Cargo por Confiabilidad. En la Resolución CREG 061 de 2007 se hicieron ajustes a la resolución mencionada y se adoptó el reglamento aplicable a las garantías que deben ser otorgadas por quienes participen en el esquema, entre ellas la que respalda la ejecución de los proyectos de generación de energía eléctrica. La regulación define el alcance de las obligaciones que adquieren quienes obtienen asignaciones de obligaciones de energía firme, OEF; el esquema de seguimiento mediante auditorías a las plantas nuevas; los eventos que se consideran incumplimiento y las consecuencias que se derivan del mismo.

Específicamente el parágrafo del artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006, modificado por el artículo 13 de la Resolución CREG 061 de 2007, establece:

“Parágrafo. En el caso del incumplimiento grave e insalvable que se determina cuando el informe del auditor indica que la puesta en operación de la planta o unidad de generación tendrá un atraso mayor a un año, contado a partir de la fecha de inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación, la CREG, con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los Artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y, en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación y determinada la existencia del incumplimiento, se comunicará la decisión al ASIC y éste adoptará las medidas correspondientes de acuerdo con la Resolución CREG 071 de 2006 y las nomas que la modifiquen, adicionen o sustituyan”.

En aplicación del mecanismo del Cargo por Confiabilidad, en el año 2008 la Comisión convocó una subasta para asignación de obligaciones de energía firme a plantas con periodo de construcción superior al periodo de planeación, GPPS, la cual fue administrada por la empresa XM SA ESP, como lo ordena la Resolución 071 de 2006. En esta subasta participó el proyecto Hidroeléctrico Pescadero-Ituango, para lo cual declaró los siguientes parámetros: la topología de la planta, el IHF, la eficiencia, capacidad efectiva neta de 1.200MW, caudal medio mensual, embalse, capacidad máxima del arco generación. Así mismo, el proyecto declaró y se le verificó una ENFICC de 23.459.253 kWh/día.

Como resultado de la subasta, el proyecto Pescadero Ituango obtuvo asignaciones de Obligaciones de Energía Firme, OEF, por 1.085 GWh/año con inicio de periodo de vigencia de la obligación, IPVO, 1 de diciembre de 2018 y terminación de dicho periodo en el año 2038 y Cargo por Confiabilidad de 13,998 USD/MWh.

En el 2012, la Comisión convocó una subasta para asignación de obligaciones de energía firme a plantas con periodo de construcción superior al periodo de planeación, GPPS, para el periodo 2021-2022, en la cual el proyecto Pescadero Ituango obtuvo OEF por 3.482 GWh/año con inicio de periodo de vigencia de la Obligación, IPVO, 1 de diciembre de 2021 y terminación de dicho periodo en el año 2038 Cargo por Confiabilidad de 17,70 USD/MWh.

En el año 2013, la construcción, operación y mantenimiento de la planta y las asignaciones de OEF asignadas al proyecto Pescadero Ituango en las subastas para plantas GPPS del 2008 y del 2012 fueron cedidas a Empresas Públicas de Medellín E.S.P. por quien hasta el momento era el responsable del proyecto: EPM Ituango S.A. E.S.P.

Conforme a lo definido en el artículo 8o y el Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006 el ASIC contrató a la firma Deloitte para hacer la verificación del cumplimiento de las obligaciones de construcción y puesta en operación. El 22 de octubre de 2018, la CREG recibió el informe final correspondiente al primer semestre del año 2018, emitido por el auditor del proyecto, la firma Deloitte. En el informe, después de presentar unos antecedentes, el auditor hace un recuento de las actividades desarrolladas en el proceso de verificación, destaca los elementos de información que fueron requeridos y no fueron entregados por parte de EPM y hace referencia a los comentarios formulados por EPM frente al informe preliminar. Finalmente, el auditor presenta la siguiente conclusión: “Teniendo en cuenta lo anterior, a partir del resultado del procedimiento alterno de auditoria de confirmación y en ese sentido las manifestaciones del gestor del proyecto, conforme con lo indicado en el artículo 17 de la Resolución CREG 061 de 2007 (que modifica la Resolución CREG 071 de 2006), se presenta un atraso importante frente a la fecha del Inicio del Periodo de vigencia de la Obligación (IPVO) (1 de diciembre de 2018), lo cual, conforme a la regulación aplicable, constituye incumplimiento grave e insalvable”.

b) ACTUACIÓN ADMINISTRATIVA

1. Inicio de la actuación administrativa

Recibido el informe del auditor del proyecto, atendiendo a las conclusiones del mismo y a lo previsto en la regulación, mediante auto de 6 de noviembre de 2018 la dirección ejecutiva de la CREG inició una actuación administrativa “con el objeto establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable del proyecto Hidroeléctrico Ituango, el cual está siendo adelantado por Empresas Públicas de Medellín EPM SA ESP y determinar las consecuencias respecto de las obligaciones de energía firme (OEF) asignadas con inicio de vigencia 2018 y de las obligaciones de energía firme (OEF) asignadas con inicio de vigencia 2021”.

El 7 de noviembre de 2018 se citó al representante legal de Empresas Públicas de Medellín EPM S.A ESP para notificarlo personalmente del inicio de la actuación. En tanto que no fue posible realizar la notificación personal esta se realizó por aviso el 5 de diciembre de 2018.

El 28 de diciembre de 2018 Empresas Públicas de Medellín EPM S.A ESP, a través de apoderada, se pronuncia sobre la actuación administrativa, aporta pruebas documentales y un dictamen pericial y solicita la práctica de unos testimonios.

2. Argumentos de EPM

En aparte I. del documento la apoderada de la empresa presenta los “Fundamentos Fácticos” haciendo en primer lugar una descripción del proyecto Hidroeléctrico Ituango en cuanto a su localización, características técnicas y geomorfológicas. Posteriormente hace referencia al esquema de gestión integral de riesgos y enumera los que se identificaron en la matriz correspondiente al proyecto. En el numeral 3 de este aparte se hace una descripción de la participación del proyecto en el esquema del Cargo por Confiabilidad, de las asignaciones obtenidas en las subastas para plantas GPPS realizadas en 2008 y en 2012 y hace referencia a lo establecido en los artículos 7o y 9o de la Resolución CREG 071 de 2006. Finalmente, el documento hace referencia a los eventos de la contingencia ocurrida entre abril y mayo de 2018 que afectó al proyecto y describe las medidas tomadas por la empresa para el control de los riesgos para el proyecto, los aspectos ambientales, sociales y financieros.

El aparte II del documento presenta los “Fundamentos Jurídicos y Regulatorios”. En el numeral 1.1 de este aparte hace una descripción de la situación del proyecto al momento de la contingencia, indicando que según el informe del auditor con corte diciembre 31 de 2017 el proyecto tenía un estado de avance del 80.98% con un atraso de 263 días. Señala que a la fecha de la contingencia se habían hecho inversiones por 8.48 billones de pesos, de un total de 11.4 billones que se tenían previstos como costo del proyecto, que el plan de manejo ambiental se encontraba en una etapa avanzada, describe las diferentes líneas de desarrollo del mismo y hace referencia a la inversión social prevista y ejecutada.

Continúa el documento en el numeral 1.2 del aparte II, Particularidades del Proyecto Hidroeléctrico Ituango que lo configuran como un caso especial, presentando una comparación con otros proyectos hidroeléctricos de grandes presas tales como Chivor, El Guavio y Sogamoso. Para el efecto, después de incluir las fichas técnicas de los 4 proyectos, incluyendo a Ituango, presenta un cuadro en el que los compara en función de las capacidades de generación construida por año, la duración de la construcción, la capacidad de almacenamiento, el área de embalse y la longitud de la cresta. Con base en esta información plantea un análisis del que concluye: “Considerando los aspectos mencionados la construcción del proyecto Hidroituango ha tenido mayores exigencias en cuanto a capacidad de generación construida anualmente y características del embalse en un menor tiempo de construcción si se compara con las centrales Chivor y Guavio”. Adicionalmente, después de hacer un recuento de la construcción de los proyectos Chivor, Guavio y Sogamoso señala:

“Por tanto, con la información de los proyectos hidroeléctricos de Chivor y el Guavio, en los cuales se registra un tiempo promedio de 82 MW por año, Hidroituango presentaría un indicador de 109 MW año (incluido el atraso presentado por el Auditor en el Informe número 17 con corte al 31 de diciembre de 2017), o referido de otra forma: para realizar el proyecto Hidroituango, dados los promedios constructivos requeridos en los proyectos Chivor- Guavio (26 años para construir 2150MW), se requerirían 15 años, dentro de los cuales no considera ni la segunda etapa ni el proceso de licenciamiento ambiental; esto implica una reducción de 4 años adicionales al tiempo de ejecución que se hubiera tenido con el atraso indicado en el informe número 17 del auditor.

Por tanto, visto así el proyecto Hidroituango, y al compararlo con proyectos de características técnicas similares, es un proyecto que tiene un nivel de exigencia superior frente al cargo por confiabilidad, puesto que el esquema de asignación GPPS incluido en la regulación vigente, considera un horizonte (p+t)máximo de diez años, esto es, para el caso particular de Hidroituango el esquema requeriría un índice de 120MW año, frente a los 82 MW año que han exigido, en promedio, proyectos comparables. Por tanto, y teniendo en cuenta que la regulación actual no contempla este tipo de diferenciación para los proyectos GPPS, entonces si podemos afirmar que el proyecto Hidroituango si es especial”.

Este numeral termina exponiendo las razones por las cuales el proyecto Hidroituango es una obra de gran importancia para el país: monto de las inversiones, generación de empleo, aporte de energía limpia, mejoras en vías y demás condiciones que le permitieron clasificar como Proyecto de Interés Nacional y Estratégico, PINES, conforme a los requisitos del Conpes 3762 de 2014<sic, es 2013>. Además, destaca el aporte del proyecto en relación con la confiablidad en la prestación del servicio de energía, en la competitividad del costo de la misma, el cumplimiento de la meta de reducción de emisiones y los aportes y transferencias a los municipios del área de influencia.

En el numeral 1.3 del aparte II, Independencia de las Obligaciones de Energía Firme adquiridas por el Proyecto Hidroeléctrico Ituango, la apoderada de EPM plantea que el proyecto recibió una primera asignación de OEF por 1.085 GWh-año en la subasta de 2008 y posteriormente una segunda asignación en la subasta de 2012 por 3.482 GWh-año. Señala que se trata de dos asignaciones con vigencias independientes, “…siendo estas: 20 años contados a partir del 1 de diciembre de 2018 y 17 años contados a partir del 1 de diciembre de 2021. Por tanto, hablamos de dos Períodos de Vigencia de obligación a partir de la vinculación que el proyecto ha tenido al cumplimiento de dos obligaciones específicas”.

Continúa argumentando:

“En consecuencia, el proyecto es requerido en dos momentos del tiempo para cumplir sus obligaciones, condición que se traduce en que para cada inicio de obligación el proyecto queda comprometido con el inicio de su operación comercial en los términos de la Resolución CREG 071-2006, lo que a su vez queda reflejado en el concepto de Período de Planeación que esta misma resolución define: “Tiempo que transcurre entre la fecha de ejecución de la Subasta o del mecanismo de asignación que haga sus veces y la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación asignada en dicha Subasta”.

Con lo anterior, es claro como la regulación precisa en sí dos periodos de planeación, correspondientes al lapso entre la fecha de cada subasta y el inicio de las obligaciones adquiridas, aun cuando se esté hablando de un mismo proyecto. Esto conduce a entender como aun tratándose de una misma planta, el proyecto Ituango queda visto en dos momentos diferentes en el tiempo en función de las obligaciones que de manera independiente ha adquirido cada vez”.

Manifiesta además que la diferenciación de las obligaciones incluye el componente económico dado que en cada momento de asignación se ha definido una remuneración diferente por la confiabilidad: 13,998 $USD/MWh para el 2008 y 15,70 $USD/MWh para el 2012.

Afirma que para cada bloque de asignaciones hay asociado un inicio de operación comercial sobre el cual se realiza la respectiva auditoría para determinar el cumplimiento de las obligaciones adquiridas.

Manifiesta que para una planta nueva la asignación de una OEF conlleva, entre otras, la obligación de poner en operación comercial la planta a más tardar en la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y con la ENFICC asignada en la subasta y cumplir el cronograma de construcción de la planta y la curva S y que “Ambas obligaciones están pautadas por la fecha de inicio del período de vigencia de la obligación, periodo asociado más concretamente a las OEF de cada asignación…”.

Después de citar el artículo 11 del reglamento de garantías de la Resolución CREG 061 de 2007 indica: “Retomando entonces lo que se ha desarrollado sobre los bloques de asignación del proyecto, el artículo citado confiere la obligación de inicio de la operación comercial de la planta para la fecha de inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación, cosa tal que al contar con dos períodos de vigencia cada uno ostenta su particular obligación respecto de esta fecha. Quiere decir esto que cada periodo tiene su respectiva obligación de entrada en operación lo que permite ver cada asignación de manera independiente como ya se ha concluido previamente.

(…)

Sucede entonces que al recibir la primera obligación por 1.085 GWh-año la fecha de entrada en operación del proyecto queda condicionada por esta obligación, sin embargo, ante una segunda asignación de OEF por 3.482 GWh-año para la planta surge un nuevo periodo de vigencia de obligación, esta vez con inicio el 1 de diciembre de 2021. Este segundo momento, al aplicar nuevamente los artículos citados, le confiere al proyecto una segunda fecha de inicio de la operación comercial”.

Indica que no obstante configurarse dos fechas independientes de puesta en operación no dio lugar a contar con cronograma y curva S para cada una de ellas por carecer de sentido hacer dos seguimientos independientes “… puesto que al tener vigente la primera asignación y cumplir la fecha de entrada en operación respectiva, la segunda fecha de entrada en operación entra a cumplirse en consecuencia”.

Para respaldar el punto planteado citan el documento emitido por el señor Camilo Quintero, aportado a la actuación por EPM para ser tenido como dictamen pericial, en el cual, a partir de las definiciones de Cargo por Confiabilidad y de obligación de energía firme, el consultor concluye que el generador celebra dos negocios jurídicos con la demanda respaldados con una planta o unidad de generación y afirma: “De acuerdo con las definiciones transcritas tanto el vínculo obligacional a cargo del agente como la remuneración que se le paga, resultan de una subasta y no de varias subastas, con lo cual, es claro que los vínculos jurídicos originados en cada subasta son independientes y autónomos, por lo cual no resulta acertado extender los efectos de un vínculo jurídico al otro”.

Finalmente, para sustentar la existencia de dos obligaciones independientes, EPM hace referencia a que los dos períodos de vigencia se traducen en dos valores diferentes a garantizar, lo cual argumenta fue precisado por la Comisión en el concepto S-2018- 005496.

En el numeral 1.4 Cumplimiento de OEF mediante anillos de seguridad, EPM manifiesta que “… desde los orígenes del cargo se tuvo la concepción que era un esquema cuyo propósito fundamental era brindarle la cobertura a la demanda en condiciones críticas, y que para ello el generador se obligaba a entregar la energía requerida cuando dicha condición se diera, pero que para tal propósito no necesariamente la energía tenía que ser procedente de su propia planta sino que podía acudir a una serie de anillos de seguridad que puso a su servicio la regulación”. Asegura que al definir el Cargo por Confiabilidad y las OEF se observa cómo el esquema “… está direccionado por el producto, es decir, por la energía misma antes que por los activos”. y señala que la obligación es energética y la remuneración definida en términos de energía y no de potencia. Con base en lo anterior concluye que “…ante el atraso que presenta el proyecto Ituango respecto a su entrada en operación para cumplir con la asignación del primer bloque de OEF, el hecho de poder honrar dicho compromiso en términos energéticos abre la posibilidad de dar cabida a los anillos de seguridad que precisamente han sido definidos por la propia Resolución CREG 071-2006 para efectos de respaldo”. La conclusión la sustenta en lo manifestado en el documento elaborado por Camilo Quintero el cual a partir de la definición de la resolución de Planta y/o Unidad de Generación que respalda una Obligación de Energía Firme razón por la cual estas obligaciones no tienen que cumplirse inexorablemente con la planta de generación que la respalda sino que la regulación ha previsto mecanismos alternos no solo para que el agente pueda cumplir la obligación sino para cumplir el fin del mecanismo que es la confiablidad del suministro.

En el numeral 1.5, Cumplimiento de OEF a partir de las unidades de generación requeridas, argumenta EPM:

“En consonancia con lo desarrollado en el numeral anterior, al ser las OEF un asunto eminentemente energético, no da lugar a observar más allá que la energía comprometida esté cubierta, ya sea a través de respaldos como se ha explicado o también a partir de la energía propia con la que pueda contar el proyecto a partir de las unidades de generación requeridas para tal fin.

Es de recordar que uno de los cambios fundamentales que se han dado en la regulación ha sido el cambio de un esquema de capacidad a uno de confiablidad, con lo cual, el producto pasa de ser potencia a energía firme, de manera que pierde relevancia el contar con una planta completa para dar paso a las unidades de generación honrar el compromiso energético, es decir la Obligación de Energía Firme. Y en consecuencia la remuneración está asociada no la potencia instalada (MW) sino a la energía misma representada a través de la OEF, situación que se tiene en cuenta dentro del cálculo de las garantías”. (Sic)

Para sustentar el punto nuevamente citan el documento elaborado por Camilo Quintero en el que hace referencia a las consideraciones que tuvo la Comisión al adoptar el esquema del Cargo por Confiabilidad y concluye: “Por tanto, si se requiere modificar la capacidad original de una planta, se requeriría demostrar que la nueva capacidad puede garantizar el mismo nivel de OEF, y por tanto se estaría cumpliendo con el compromiso adquirido”.

Con base en los elementos de los numerales anteriores, en el 1.6 Propuestas EPM plantea:

“Si bien el proyecto hidroeléctrico Ituango tiene un atraso de más de un año con respecto a la fecha en la que debía iniciar su operación comercial, esto es al 1 de diciembre de 2018, (fecha inicio del periodo de vigencia de la obligación), es claro que EPM está comprometida totalmente con la finalización y entrada del proyecto a más tardar el 1 de diciembre de 2021. En tal sentido, el incumplimiento del proyecto no puede catalogarse como insalvable y en consecuencia, con el objetivo de subsanar la no entrada del mismo en dicha fecha, EPM ofrece la entrega del respaldo necesario para honrar las obligaciones de energía firme adquiridas mediante esta primera asignación, al tiempo que mantiene vigente la respectiva garantía, buscando que la demanda no quede descubierta en una condición crítica, en las cantidades que se consideren necesarias.

…

Tal como fue desarrollado en los fundamentos jurídicos y regulatorios al analizar lo concerniente a la independencia entre los dos bloques de asignación de EOF con que cuenta el proyecto, el bloque que entra en consideración para efectos de subsanar el atraso presentado por el proyecto, corresponde al del primer período de vigencia de la obligación, es decir, 1 de diciembre de 2018 a 30 de noviembre de 2038, por dos fundamentos específicos.

- El proyecto en relación con el segundo bloque de asignación que corresponde a 1 de diciembre de 2021 a 30 de noviembre de 2038 no se encuentra bajo incumplimiento grave e insalvable, dado que su fecha para inicio de operación comercial corresponde al 1 de diciembre de 2021, no siendo por tanto necesario considerar el respaldo de la respectiva OEF.

- El cumplimiento de las OEF es fundamentalmente un tema energético, antes que de incorporación de activos de generación, tal como fue presentado dentro de los fundamentos jurídicos y regulatorios, de manera que a través de un esquema de respaldo mediante Demanda Desconectable Voluntaria se estarían honrando las obligaciones adquiridas, como se desarrolla adelante”.

Pasa entonces el documento a proponer un esquema de demanda desconectable en el que quienes participen tiene que tener planta de emergencia, conforme a lo exigido en la Resolución CREG 063 de 2010, donde las plantas tienen especificaciones y características técnicas similares a las que se usan en algunas ZNI todo lo cual se refleja en un memorando de entendimiento suscrito con el comercializador que representa la demanda el cual prevé un esquema de auditorías, un portafolio de fronteras con holgura mínima del 60% y un centro de control y operación remota de las plantas de emergencia.

En el numeral 1.7 del documento, Competencia de la CREG en la actuación administrativa, se señala que conforme a la regulación y a las funciones regulatorias de la Comisión (artículo 74 Ley 142 de 1994 y artículo 23 Ley 143 de 1994), en esta actuación administrativa la Comisión no se puede limitar a verificar los días de atraso de la puesta en operación de la planta, “sino que debe implicar el despliegue de todas las funciones y facultades de las que legalmente ha sido investida la CREG para cumplir las finalidades de la regulación”.. Para sustentar el planteamiento cita la jurisprudencia del Consejo de Estado sobre el alcance de la facultad regulatoria, lo dispuesto en el artículo 2.2.3.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015 y 74 de la Ley 142 de 1994, referente a la facultad de la Comisión para adoptar medidas particulares, y la Sentencia C-263 de 2013 de la Corte Constitucional.

En el numeral 2 del aparte II, Eventual situación excusable, EPM a través de su apoderada señala que “… si en el transcurso de la actuación administrativa se acredita un evento excusable, en subsidio de lo expresado los numerales anteriores, deberá considerar que esta actuación administrativa también debe implicar el despliegue de todas las funciones y facultades de las que legalmente ha sido investida la CREG, incluida la posibilidad de reconocer eventos eximentes de responsabilidad en el cumplimiento de obligaciones derivadas del cargo por confiabilidad”. Para sustentar su solicitud cita la respuesta dada a un comentario en el Documento CREG 085 de 2006 y pasa a exponer lo que conforme al Código Civil y la jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia y del Consejo de Estado se entiende como fuerza mayor o caso fortuito.

En el aparte III del documento presenta la solicitud de pruebas y en el aparte IV formula las Peticiones, así:

“Con fundamento en lo anterior, respetuosamente se solicita:

1. Declarar que el atraso del Proyecto Hidroeléctrico Ituango no se considera un incumplimiento grave e insalvable.

2. No ordenar la ejecución de la garantía de construcción y puesta en operación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango, número 611-07-18-00918-7, por un valor de USD 15.000.000, así como número 10090002464, por un valor de USD 27.254.891, ambas emitidas el 11 de septiembre de 2018 y vigentes desde el 6 de octubre de 2018 hasta el 6 de octubre de 2019.

3. Declarara que el Proyecto Hidroeléctrico Hidroituango mantiene las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme, con vigencia del 1 de diciembre de 2018 al 30 de noviembre de 2038, por 1.085 GWh/año.

4. Aceptar el respaldo de las Obligaciones de Energía Firme, con vigencia con vigencia del 1 de diciembre de 2018 al 30 de noviembre de 2038, por 1.085 GWh/año, del Proyecto Hidroeléctrico Hidroituango, mediante el anillo de seguridad Demanda Desconectable Voluntaria, a partir del período que se considere necesario.

5. Declarar que el Proyecto Hidroeléctrico Hidroituango mantiene las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme, para la vigencia del 1 de diciembre de 2021 al 30 de noviembre de 2038, por 3.482 GWh/año.

6. Permitir cumplir las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme, para la vigencia del 1 de diciembre de 2021 al 30 de noviembre de 2038, con el número de unidades de generación necesarias para producir la energía firme asignada”.

Mediante comunicación con radicado E-2019-008693 de 14 de agosto de 2019 la apoderada de EPM remitió comunicación dando alcance a la respuesta del 28 de diciembre de 2018 en la cual argumentó que en adición a los argumentos ya planteados, los cambios introducidos a artículo 35 de la Resolución CREG 071 de 2006 por la Resolución CREG 103 de 2018, hacen que “… solo sean requeridas tres unidades de generación (900MW), puesto que una cuarta unidad resulta inoperante para fines de aportar energía firme adicional al esquema de confiabilidad”.

Así mismo en la comunicación formula una petición adicional en relación con el respaldo de las OEF asignadas al proyecto en el sentido de que la CREG considere “… un término prudencial que le permita a EPM, en forma profesional y diligente, adelantar y concluir todas las actividades necesarias para registrar el respaldo requerido”.

3. Pruebas decretadas y practicadas

Conforme a lo señalado en el artículo 109 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 42 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, el 6 de febrero de 2019 el Director Ejecutivo de la CREG ordenó la práctica de las siguientes pruebas solicitadas por EPM y, además, decretó otras de oficio.

Testimoniales:

1. Camilo Quintero Montaña, solicitada para explicar el documento denominado dictamen pericial por el preparado y aportado por la apoderada de EPM SA ESP.

2. Gabriel Fernández Delgado, asesor técnico en geología, integrante del Board de asesores del Proyecto Hidroeléctrico de Ituango.

3. Nelson Luis De Sousa Pinto, asesor técnico en diseño construcción de grandes presas hidráulicas integrante del Board de asesores del Proyecto Hidroeléctrico de Ituango.

4. Bayardo Materón Narváez integrante del Board de asesores del Proyecto, técnico planeación, diseño y construcción de estructura.

5. Juan David Quintero integrante del Board de asesores del Proyecto Hidroeléctrico de Ituango, asesor técnico en el área ambiental.

6. Carlos Andrés Flórez, Senior Manger Regulatory Advisor de la firma Deloitte.

7. Guillermo Acevedo, asesor de la dirección de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, ANLA.

8. Álvaro Aravi Castro Vásquez, director de la interventoría del proyecto Ituango del Consorcio Ingetec Sedic.

Documentales:

1. Informe de Curva S y el cronograma para la construcción y puesta en operación comercial de la Hidroeléctrica Ituango elaborado por el auditor del proyecto Deloitte con corte a 30 de junio de 2018 y recibido en la CREG el 30 de octubre de 2018.

2. Matriz de Riesgos a abril de 2018, anexo 1 del pronunciamiento de la apoderada de EPM S.A ESP.

3. Descripción cronológica de la contingencia, anexo 2 del pronunciamiento de la apoderada de EPM S.A ESP.

4. Documento denominado Dictamen Pericial preparado por Camilo Quintero, aportado por la apoderada de EPM S.A ESP.

5. Declaraciones del Gerente General de Empresas Públicas de Medellín Jorge Londoño de la Cuesta en medios de comunicación sobre el estado del proyecto.

6. Estudio de la causa raíz, realizado por Skava Consulting.

7. Presentaciones realizadas en la CREG por parte de EPM sobre la contingencia y el estado del proyecto.

8. Comunicaciones aportadas a la CREG por parte de EPM sobre la contingencia y el estado del proyecto.

9. Comunicados de prensa emitidos por EPM sobre la contingencia y el estado del proyecto.

10. Documento elaborado por EPM sobre las principales actividades a desarrollar para la terminación y entrada en operación del proyecto.

11. Estudio de la Universidad Nacional, “Asesoría al Consejo Departamental de Gestión del Riesgo de Desastres, en el marco de la Declaratoria de Calamidad Pública número D20188070001272 de 14 de mayo de 2018, mediante el análisis de la información técnica que reposa en el Proyecto Hidroeléctrico de Ituango. Contrato No 2018-SS26-0001” citado en el Libro Errores Constructivos de Hidroituango de Luis Pérez Gutiérrez.

12. Copia auténtica de la Resolución ANLA 00820 de 2018 “Por la cual se impone una medida preventiva y se adopta otras determinaciones” y de la comunicación ANLA 2018164366-2-000, de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales.

Declaración de Parte:

1. Informe juramentado del señor Jorge Londoño de la Cuesta, Representante legal de EPM S. A. ESP.

Prueba pericial, así:

1. Peritazgo de un experto en geotecnia de grandes presas hidráulicas.

2. Peritazgo de un experto en geotecnia

3. Peritazgo de un experto en geotecnia y túneles de obra subterránea.

Adicionalmente, el 7 de mayo de 2019, se decretó de oficio la práctica de la prueba testimonial de Luis Fernando Restrepo Vélez, gerente de infraestructura de Integral y se solicitó a la ANLA copia de varios autos y resoluciones expedidos por esa entidad relativos al proyecto Hidroeléctrico Ituango.

Finalmente, mediante auto de julio 22 de 2019, se solicitó a la firma Integral S.A diseñadora del proyecto Hidroeléctrico Ituango, allegar a la actuación administrativa en original o copias: 1) Cronograma de recuperación de casa de máquinas. 2) Cronograma de recuperación y puesta en servicio del túnel de acceso. 3) Cronograma de instalación de las cuatro primeras unidades de generación.

C) ANÁLISIS DE LA CREG

1. Regulación del Cargo por Confiabilidad

Antecedentes del esquema regulatorio del cargo por confiabilidad. Fines y objetivos de la regulación y fundamentos legales para su expedición

La Ley 143 de 1994 establece en su artículo 4o que el Estado en relación con el servicio de electricidad tendrá como objetivos en el cumplimiento de sus funciones, los de abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos del país; asegurar una operación eficiente, segura y confiable en las actividades del sector; y mantener los niveles de calidad y seguridad establecidos. El artículo 20 de la misma ley, definió como objetivo fundamental de la regulación en el sector eléctrico, asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.

Para el cumplimiento de este objetivo la Ley 143 de 1994, artículo 23 le atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, entre otras, las siguientes funciones:

-Crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera, promover y preservar la competencia, para lo cual, la oferta eficiente, en el sector eléctrico, debe tener en cuenta la capacidad de generación de respaldo.

- Valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente.

- Definir y hacer operativos los criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de energía.

- Establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional y regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía.

- Determinar las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia.

Así mismo, la Ley 142 de 1994, artículo 74, definió como funciones y facultades especiales de la CREG, entre otras, las de regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente; propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia; y establecer criterios para la fijación de compromisos de ventas garantizadas de energía y potencia entre las empresas eléctricas y entre éstas y los grandes usuarios.

Según las leyes 142 y 143 de 1994, el mercado de energía mayorista se rige, entre otros, por el principio de libertad de entrada y de salida, que supone esencialmente autonomía para que cualquier persona decida la oportunidad para ingresar a dicho mercado y su permanencia o retiro, sin más exigencias que las indispensables para asegurar el cumplimiento de fines legales, tales como la eficiencia, la seguridad, la libre competencia y el adecuado funcionamiento del mercado.

Ateniendo a los fines y objetivos establecidos por dichas normas, la CREG diseñó un esquema de remuneración que permite hacer viable la inversión en los recursos de generación necesarios para atender la demanda de manera eficiente en condiciones críticas de abastecimiento hídrico, a través de la estabilización de los ingresos del generador. El esquema se adoptó mediante la Resolución CREG 071 de 2006 “Por la cual se adopta la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía”.

Uno de los componentes esenciales del esquema son las Obligaciones de Energía Firme (OEF) que reflejan el compromiso que adquieren los generadores, que voluntariamente participan en el esquema, de entregar energía al sistema cuando se presente la condición crítica. Este compromiso debe estar respaldado por la disponibilidad de activos de generación capaces de producir dicha energía. Este esquema permite asegurar la confiabilidad en el suministro de energía en el largo plazo a precios eficientes. Adicionalmente, el esquema incentiva la instalación de nueva capacidad de generación cuando las proyecciones de demanda y el balance de energía que hace la CREG evidencian que es necesario ampliar el parque de generación con ENFICC para asegurar el suministro a la demanda.

Con este objetivo, se realiza una subasta, cuando hay necesidad de expansión del parque, o se utiliza un mecanismo equivalente para asignar entre los generadores las OEF que se requieren para cubrir la demanda del Sistema. El generador al que se le asigna una OEF recibe una remuneración conocida y estable durante un plazo determinado, período de vigencia de la obligación, denominada cargo por confiabilidad y, a cambio, se compromete a estar disponible en un momento determinado con un activo de generación que permita entregar determinada cantidad de energía cuando el precio de bolsa supera un umbral previamente establecido por la CREG, denominado “Precio Marginal de Escasez”.

La remuneración del cargo por confiabilidad es liquidada y recaudada por la empresa XM S.A. E.S.P, quien ejerce las funciones de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, y es pagada por los usuarios del Sistema Interconectado Nacional, SIN, a través de las tarifas que cobran los comercializadores.

El esquema permite tanto a generadores como a usuarios del sistema, obtener los beneficios derivados de un mecanismo estable en el largo plazo, que da señales e incentivos para la inversión en nuevos recursos de generación, garantizando, de esta forma, el suministro de energía eléctrica de forma continua a todos los usuarios del sistema, aun en condición crítica.

La regulación del esquema define las Obligaciones de Energía firme, el alcance de estas, y la forma de calcular la cantidad de energía objeto de la obligación. La regulación también establece las reglas aplicables a la subasta en la que participan los generadores que desean comprometerse a suministrar la energía en las condiciones antes descritas, a cambio de una remuneración y se establece en qué forma se determina la energía que puede comprometer cada planta, energía firme⁽¹⁾.

Con el fin de incentivar la instalación de nueva capacidad de generación, que permita asegurar el suministro, la Resolución CREG 071 de 2006 estableció la posibilidad de que generadores con plantas de generación que aún no están instaladas y generando energía participen en el esquema de subasta, en la cual se define la cantidad de energía firme que se asigna a cada planta o unidad de generación nueva y el valor del cargo por confiabilidad para el periodo de vigencia de la obligación.

La regulación dispone que el agente que como resultado de la subasta resulte asignado con una OEF, a ser respaldada con una de estas plantas, se compromete a realizar la construcción e instalación de la planta antes de la fecha del inicio del período de vigencia de la obligación, de acuerdo con la Curva S y el cronograma que entrega para participar en la asignación, y a que ésta esté disponible y en condiciones de entregar la energía durante el período de vigencia de la OEF.

La regulación dispone que se deben realizar auditorías semestrales y trimestrales del avance de la ejecución del proyecto y de su entrada en operación para verificar el cumplimiento de estas obligaciones y señala expresamente que se debe garantizar el cumplimiento de las mismas mediante una garantía que debe cumplir las condiciones previstas en la regulación. El reglamento de garantías para el cargo por confiabilidad se adoptó mediante la Resolución CREG 061 de 2007.

Adicionalmente, la citada resolución define una subasta para quienes desarrollen plantas o unidades de generación con periodos de construcción superiores al Período de Planeación de las obligaciones de Energía Firme, denominada subasta para plantas GPPS.

Las subastas para plantas GPPS tienen como objetivo agregar al Sistema Interconectado Nacional energía firme adicional a la existente, con plantas o unidades de generación nuevas “con periodos de construcción superiores al Periodo de Planeación de las obligaciones de Energía Firme”, por tanto, quienes participan en dicha subasta adquieren el compromiso de construir y poner en operación comercial la planta declarada en la fecha de inicio del periodo de vigencia de la obligación.

Finalmente, si bien dentro de la regulación se encuentran expuestas las condiciones a las cuales se sujetan y someten los agentes que participan en el esquema del cargo por confiabilidad, esta actividad parte de la iniciativa privada y la libertad de los agentes de someterse voluntariamente a estas condiciones, lo cual es concordante con lo dispuesto en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, el cual expone que las decisiones de inversión en esta materia constituyen responsabilidad de aquéllos que las acometan, por lo tanto son dichos agentes quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos.

2. Alcance de la actuación/decisión

Como se señaló, el proyecto Hidroeléctrico Ituango participó en las subastas para plantas GPPS realizadas en los años 2008 y 2012, obteniendo OEF por 1.085 GWh/año con IPVO 1 de diciembre de 2018 y por 3.482 GWh/año con IPVO 1 de diciembre de 2021, respectivamente.

La actuación administrativa se adelanta “con el objeto establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable del proyecto Hidroeléctrico Ituango, el cual está siendo adelantado por Empresas Públicas de Medellín EPM SA ESP y determinar las consecuencias respecto de las obligaciones de energía firme (OEF) asignadas con inicio de vigencia 2018 y de las obligaciones de energía firme (OEF) asignadas con inicio de vigencia 2021”.

Para decidir sobre la actuación debe la Comisión esclarecer la vinculación entre las dos asignaciones recibidas por el proyecto Hidroeléctrico Ituango y establecer plenamente si se presentó incumplimiento de las mismas.

3. Alcance de las asignaciones de Obligaciones de Energía Firme obtenidas por el proyecto Ituango en las subastas para plantas GPPS realizadas en 2008 y 2012

EPM en su comunicación E-2018-01470, incluye un aparte que denomina “Independencia de las obligaciones de energía firme adquiridas por el Proyecto Hidroeléctrico Ituango”, en el cual expone lo siguiente:

“De esta manera el proyecto ha recibido dos asignaciones de OEF diferenciadas en el tiempo, lo que en sí representa que sus obligaciones se ubican para dos vigencias independientes (…), Por lo tanto, hablamos de dos períodos de vigencia de obligación a partir de la vinculación que el proyecto ha tenido al cumplimiento de dos obligaciones específicas.

En consecuencia, el proyecto es requerido en dos momentos del tiempo para cumplir sus obligaciones, condición que se traduce en que para cada inicio de la obligación del proyecto queda comprometido con el inicio de su operación comercial en los términos de la Resolución CREG 071 de 2006 (...)”

En relación con lo anterior, se identifica por parte de la Comisión la necesidad de precisar dentro del trámite de la presente actuación administrativa cuyo objeto es “…establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable” del proyecto hidroeléctrico Ituango, el cual está siendo adelantado por Empresas Públicas de Medellín EPM SA ESP, y determinar las consecuencias respecto de las obligaciones de energía firme asignadas con inicio de vigencia 2018 y de las obligaciones de energía firme asignadas con inicio de vigencia 2021”, el alcance de lo previsto en la regulación en relación con la existencia de dos asignaciones de energía en firme, OEF, recibidas por el proyecto en dos subastas diferentes, que EPM denomina como “independientes”.

Para analizar el tema es necesario partir de las disposiciones regulatorias pertinentes contenidas en las resoluciones CREG 071 de 2006 y 061 de 2007.

El artículo 2o de la Resolución CREG 071 de 2006 define los siguientes conceptos:

“Cargo por Confiabilidad: Remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC, que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas”.

“Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución”.

“Período de Vigencia de la Obligación: Período de tiempo durante el cual un agente generador queda vinculado al cumplimiento de su Obligación de Energía Firme”.

“Planta y/o Unidad de Generación que respalda una Obligación de Energía Firme. Es la planta y/o Unidad de generación cuya ENFICC fue declarada por el propietario o por quien la representa comercialmente y dio lugar a la asignación de la Obligación de Energía Firme en la Subasta o en el mecanismo que haga sus veces”. (Subrayado fuera del texto)

Posteriormente, en el desarrollo de la regulación del mecanismo del Cargo por Confiabilidad, la misma resolución define algunos elementos específicos aplicables a las plantas nuevas que participan en las subastas:

“Artículo 7o. Obligaciones adicionales para los agentes con plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales. Además de las establecidas en otros artículos de esta resolución, los agentes con plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales a quienes les hayan sido asignadas obligaciones de energía firme, tendrán las siguientes obligaciones:

1. Poner en operación comercial la planta y/o unidad de generación a más tardar en la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y con la ENFICC asignada en la Subasta.

2. Cumplir el cronograma de construcción o repotenciación de la planta y la Curva S.

3. Pagar el costo de la auditoría establecida en el artículo 8o de esta Resolución, periódicamente en forma anticipada. El incumplimiento en el pago de la auditoría, dará lugar a la ejecución de la garantía a que se refiere el numeral 4 de este artículo y la pérdida para el generador de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella.

4. Constituir y mantener vigente la garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la operación comercial de las plantas o unidades de generación en instalación o por instalar o repotenciar con la ENFICC asignada en la Subasta, y del pago de la auditoría. Estas garantías deben cumplir las disposiciones contenidas en el Capítulo VIII de esta resolución.

5. Haberse constituido en Empresa de Servicios Públicos con anterioridad al plazo fijado por la CREG para el otorgamiento de las garantías exigibles para el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme”.

“Artículo 9o. Efectos del incumplimiento del cronograma de construcción o de repotenciación, o de la puesta en operación de la planta. El incumplimiento de las obligaciones relacionadas con el cronograma de construcción o con la puesta en operación de la planta o unidad de generación producirá los siguientes efectos:

1. La no presentación del cronograma de construcción o de repotenciación de la planta o unidad de generación en el plazo estipulado en el numeral 2.2 del Anexo 2 de esta resolución, o de la curva S del proyecto, dará lugar a la descalificación del agente para participar en la respectiva Subasta.

2. El retraso en el cronograma de construcción o repotenciación de la planta o unidad de generación frente a la Curva S que no constituya incumplimiento grave e insalvable, dará lugar al ajuste de la garantía de conformidad con los procedimientos que se definan en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad de que trata el Artículo 78 de esta resolución.

3. El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación, dará lugar a:

a) La ejecución de la garantía.

b) La pérdida para el generador de la asignación de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella.

4. Modificado por el artículo 2o de la Resolución CREG-153 de 2011. Cuando la fecha de puesta en operación de la planta, determinada por el auditor, sea posterior a la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y no constituya incumplimiento grave e insalvable, el agente deberá garantizar el cumplimiento de su Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de seguridad, vigente desde la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y hasta la nueva fecha de puesta en operación de la planta. La omisión en la obligación de garantizar la Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de seguridad dará lugar a que el incumplimiento se considere grave e insalvable con las consecuencias previstas en el numeral 3 de este artículo.

PARÁGRAFO. En el caso del incumplimiento grave e insalvable que se determina cuando el informe del auditor indica que la puesta en operación de la planta o unidad de generación tendrá un atraso mayor a un año, contado a partir de la fecha de inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación, la CREG, con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los Artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y, en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación y determinada la existencia del incumplimiento, se comunicará la decisión al ASIC y éste adoptará las medidas correspondientes de acuerdo con la Resolución CREG 071 de 2006 y las nomas que la modifiquen, adicionen o sustituyan”.

Mediante la Resolución CREG 061 de 2007 se hicieron ajustes a la Resolución CREG 071 de 2006 y se adoptó el reglamento de garantías del Cargo por Confiabilidad. Este reglamento en el capítulo de “Garantías para Construcción y Puesta En Operación”, artículo 13 señala:

“Artículo 13. Eventos de incumplimiento. Constituyen eventos de incumplimiento grave e insalvable los siguientes:

1. Incumplimiento Calificado de Cronograma que implique que la puesta en operación de la planta o unidad de generación, ocurrirá en un plazo superior a un (1) año contado a partir del IPVO.

2. Incumplimiento Calificado de Cronograma, que implique que la puesta en operación de la planta o unidad de generación ocurrirá en un plazo inferior a un (1) año, contado a partir del IPVO, y el Agente Generador o la Persona Jurídica Interesada, una vez esté registrada como Agente Generador ante el ASIC, no garanticen el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme con un Contrato o Declaración de Respaldo, de otra planta o unidad de generación. Este Contrato o Declaración de Respaldo debe estar registrado ante el ASIC a más tardar dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que el CND reciba el correspondiente informe del auditor y debe estar vigente desde el IPVO hasta la nueva fecha de puesta en operación de la planta o unidad de generación, certificada por el Auditor.

3. Puesta en operación de la planta o unidad de generación con una ENFICC inferior a la asociada a la Obligación de Energía Firme asignada, calculada en la forma prevista en el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

4. El Agente Generador o la Persona Jurídica Interesada no acredita ante la CREG el ajuste o reposición de las garantías conforme a lo establecido en el presente Reglamento.

5. El Agente Generador o la Persona Jurídica Interesada no acredita ante el ASIC el pago de los honorarios del Auditor designado para verificar el cumplimiento del cronograma de construcción o repotenciación, o de puesta en operación de la planta o unidad de generación, conforme a lo establecido en el presente Capítulo.

PARÁGRAFO. El evento de incumplimiento indicado en el numeral 1 deberá ser informado por la CREG al ASIC, conforme al Parágrafo del Artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas normas que la modifiquen, adicionen o sustituyan”.

De lo previsto en la regulación, principalmente en sus artículos 2o, 7o y 9o de la Resolución CREG 071 de 2006, se encuentra que frente al esquema de cargo por confiabilidad las plantas nuevas que reciben asignaciones en las subastas del Cargo por Confiabilidad adquieren cuando menos las obligaciones que se enumeran más adelante, frente a las cuales la regulación ha establecido el momento en que nacen a la vida jurídica - regulatoria, es decir, desde cuando se predica su existencia, así como los efectos y consecuencias tanto de su posible cumplimiento como de su eventual incumplimiento. Estas obligaciones son:

1. Obligación de Energía en Firme (OEF). Esta obligación está relacionada con la disponibilidad de activos de generación, así como el deber de generar con dichos activos de acuerdo con el despacho ideal, una cantidad diaria de energía durante el período de vigencia de la obligación, cuando el precio de bolsa supere el precio marginal de escasez.

2. Puesta en operación. Esta obligación hace referencia a poner en operación comercial la planta y/o unidad de generación a más tardar en la fecha de inicio del período de vigencia de la obligación.

3. Cronograma y Curva S. Cumplir el cronograma de construcción o repotenciación de la planta y la Curva S.

4. Garantía. Constituir y mantener vigente la garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la operación comercial de las plantas o unidades de generación en instalación o por instalar o repotenciar con la ENFICC asignada en la Subasta, y del pago de la auditoría

5. Auditoría. Pagar el costo de la auditoría establecida en el artículo 8o de la Resolución CREG 071 de 2006, periódicamente en forma anticipada.

La estructura de dichas obligaciones parte de la existencia de una situación jurídica que es producto de la ocurrencia de un hecho y/o acto al cual la regulación le ha dado efectos jurídicos.

En el caso del proyecto Hidroeléctrico Ituango existen dos procesos de subasta, en cada uno de los cuales se generan las cinco obligaciones previstas en la regulación a las que se ha hecho referencia, asociadas a dos fechas de inicio de período de vigencia de la obligación, IPVO.

Es así como en el caso de la denominada Obligación de Energía en Firme, OEF, esta nace a la vida jurídica al momento de llevar a cabo su asignación dentro de la subasta para la asignación de obligaciones de energía firme o en el mecanismo que haga sus veces, toda vez que un agente ha manifestado su interés en participar en dicho mecanismo en las condiciones previstas en la regulación. Esto, considerando que dicha obligación corresponde a una obligación de plazo, donde si bien su nacimiento se da al momento de la asignación de la subasta, su exigibilidad se da al momento del inicio del período de vigencia de la obligación, en el cual se debe cumplir con la disponibilidad de activos de generación, así como el compromiso de generar con dichos activos durante dicho período de presentarse la condición crítica.

Para el análisis propuesto, debemos observar que la OEF de 1,085 GWh/año fue asignada durante el proceso de subasta para plantas GPPS llevada a cabo el año 2008 para el período de vigencia de la obligación 2018-2038, con fecha de inicio de período de vigencia de la obligación, IPVO, diciembre 1 de 2018, y la OEF 3.482 GWh/año fue asignada durante el proceso de subasta para plantas GPPS llevada a cabo para el año 2012 para el período de vigencia 2021-2038, con IPVO 1 de diciembre de 2021. Es decir, se establece con claridad que son dos momentos diferentes en los que nacen dichas obligaciones, y que dichas obligaciones son exigibles, igualmente, en dos momentos diferentes.

Similar situación ocurre el caso de la obligación de puesta en operación, en donde se deben considerar los conceptos de “período de vigencia de la obligación”, así como el de “Subasta para la asignación de obligaciones de energía firme o subasta”. Revisada la situación particular de las OEF asignadas para ser cumplidas con el proyecto Ituango, evidenciamos que existen dos procesos de subasta, así como dos momentos de inicio del período de vigencia de la obligación, y que en estos, igualmente, se identifica dónde nace y dónde se hace exigible cada una de las obligaciones, siendo consideradas como obligaciones a plazo.

Ahora, en el caso de la obligación de dar cumplimiento al cronograma de construcción o repotenciación de la planta y la Curva S, también es aplicable el concepto de “Subasta para la asignación de obligaciones de energía firme o subasta” como el momento en que nace dicha obligación, y en el presente caso, como se ha hecho referencia, existen dos subastas para plantas GPPS diferentes. En cuanto al “período vigencia de la obligación”, también existen diferencias en los compromisos adquiridos por el agente en relación cronograma y la curva S, dado que el atraso se contabiliza frente a dos momentos distintos.

Siguiendo con el análisis de la obligación de dar cumplimiento al cronograma de construcción o repotenciación de la planta y la Curva S, se observa que su exigibilidad se hace considerado el porcentaje estimado de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y el tiempo trascurrido teniendo como referencia de tiempo de ejecución hasta el inicio del período de vigencia de la obligación y un año más, siendo relevantes para esto los conceptos de “atraso” y/o “retraso” a que hace referencia la regulación frente a su incumplimiento y sus consecuencias. Dicha circunstancia permite establecer que, para el caso de esta obligación a diferencia de las anteriores, es una obligación pura y simple, pero de tracto sucesivo, es decir, nace a la vida jurídica al momento de la asignación de la subasta para plantas GPPS, pero su exigibilidad y cumplimiento se va dando periódicamente.

De acuerdo con lo expuesto, con diferencia y precisión de lo expuesto por EPM en su escrito, se establece en el presente caso que la Comisión encuentra la existencia de dos momentos diferentes en los que nacen y son exigibles cada una de las obligaciones previstas en la regulación, principalmente al llevarse a cabo dos procesos de subasta para plantas GPPS para dos períodos de vigencia de obligaciones diferentes. Por esta razón, la presente actuación administrativa ha de atender esta consideración, correspondiéndole entonces a esta Comisión establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable del proyecto Hidroeléctrico Ituango, y determinar las consecuencias respecto de las obligaciones de energía firme asignadas con inicio de vigencia 2018 y de las obligaciones de energía firme asignadas con inicio de vigencia 2021, de manera separada e independiente.

4. Análisis de incumplimiento de las OEF

Principios y requisitos de las pruebas en las actuaciones administrativas de la CREG

Ahora bien, teniendo en cuenta que le corresponde entonces a esta Comisión establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable del proyecto hidroeléctrico Ituango, y determinar las consecuencias respecto de las obligaciones de energía firme asignadas con inicio de vigencia 2018 y 2021, dentro de la presente actuación administrativa se cuenta con una serie de pruebas decretadas y practicadas, las cuales se han llevado a cabo en marco del debido proceso y el derecho de defensa en materia administrativa, toda vez que EPM ha podido hacer uso del derecho de contradicción. En relación con lo anterior la Corte ha precisado lo siguiente frente al debido proceso administrativo:

“La jurisprudencia constitucional ha diferenciado entre las garantías previas y posteriores que implica el derecho al debido proceso en materia administrativa. Las garantías mínimas previas se relacionan con aquellas garantías mínimas que necesariamente deben cobijar la expedición y ejecución de cualquier acto o procedimiento administrativo, tales como el acceso libre y en condiciones de igualdad a la justicia, el juez natural, el derecho de defensa, la razonabilidad de los plazos y la imparcialidad, autonomía e independencia de los jueces, entre otras. De otro lado, las garantías mínimas posteriores se refieren a la posibilidad de cuestionar la validez jurídica de una decisión administrativa, mediante los recursos de la vía gubernativa y la jurisdicción contenciosa administrativa”.⁽²⁾

Del trámite expuesto se advierte que en la actuación administrativa no se han vulnerado las garantías mínimas del derecho fundamental al debido al debido proceso.

Así mismo, con respecto a la controversia de las pruebas como elemento que hace parte del núcleo esencial al debido proceso administrativo, se advierte igualmente que en la presente actuación ha sido garantizada, conforme a las siguientes consideraciones de la Corte Constitucional:

“Así entendido, en el ámbito de las actuaciones administrativas, el derecho al debido proceso hace referencia al comportamiento que deben observar las autoridades públicas en el ejercicio de sus funciones, en cuanto éstas se encuentran obligadas a actuar conforme a los procedimientos previamente establecidos en la ley, con el fin de garantizar los derechos de quienes puedan resultar afectados por las decisiones de la administración que crean, modifican o extinguen un derecho o imponen una obligación o una sanción'. En el propósito de asegurar la defensa de los administrados, la jurisprudencia ha señalado que hacen parte de las garantías del debido proceso administrativo, entre otros, los derechos a: (i) ser oído durante toda la actuación, (ii) a la notificación oportuna y de conformidad con la ley, (iii) a que la actuación se surta sin dilaciones injustificadas, (iv) a que se permita la participación en la actuación desde su inicio hasta su culminación, (v) a que la actuación se adelante por autoridad competente y con el pleno respeto de las formas propias previstas en el ordenamiento jurídico, (vi) a gozar de la presunción de inocencia, (vii) al ejercicio del derecho de defensa y contradicción, (viii) a solicitar, aportar y controvertir pruebas, y (ix) a impugnar las decisiones y a promover la nulidad de aquellas obtenidas con violación del debido proceso”⁽³⁾

Ahora bien, es importante precisar que para el caso de las pruebas decretadas de oficio por parte de esta Comisión, se debe tener en cuenta que estas están directamente relacionadas, desde el punto de vista sustancial con el alcance de las funciones regulatorias asignadas a esta Comisión., incluidas aquellas en materia tarifaria.

En relación con lo anterior, frente al alcance de las atribuciones asignadas a esta Comisión en las leyes 142 y 143 de 1994 en materia regulatoria, se debe tener en cuenta que la regulación ha sido considerada como una forma de intervención estatal en la economía a fin de garantizar la prestación eficiente de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible y el adecuado funcionamiento del mercado, corrigiendo los errores de un mercado imperfecto, delimitando el ejercicio de la libertad de empresa, promoviendo y preservando la sana y transparente competencia, protegiendo los derechos de los usuarios, así como de evitar el abuso de la posición dominante, entre otras. Es por esto que, las facultades regulatorias previstas en los artículos 73 y 74.1 de la Ley 142 de 1994 deben sujetarse al cumplimiento de los fines y principios de orden constitucional y legal en materia social y económica⁽⁴⁾ previstos en dichas normas, garantizando la efectividad de los principios sociales y el adecuado funcionamiento del mercado.

En este mismo sentido, la jurisprudencia constitucional y administrativa ha brindado elementos en relación con el alcance de dicha atribución, por lo que ha considerado que el ejercicio de esta función regulatoria busca dar cumplimiento a los fines sociales del Estado⁽⁵⁾, la corrección de las imperfecciones del mercado⁽⁶⁾, así como la satisfacción del interés general⁽⁷⁾. Así mismo, se debe considerar que los servicios públicos domiciliarios tienen una relación inescindible entre su prestación eficiente y la efectividad de los derechos fundamentales de las personas, de lo cual se entiende que su prestación ineficiente puede acarrear en la vulneración de un derecho fundamental, ya que su prestación eficiente asegura condiciones de vida digna de todos los habitantes del territorio nacional⁽⁸⁾.

Es por esto que las pruebas que se decretan y valoren dentro de una actuación administrativa por parte de esta Comisión, están ligadas con el ejercicio de una atribución regulatoria, toda vez que a través de dichas pruebas se sustentan las decisiones que se adoptan, incluidas aquellas en materia tarifaria. Lo anterior, teniendo en cuenta que en el caso particular de las pruebas que se practican por parte de esta Comisión como autoridad regulatoria en materia de servicios públicos de energía y gas combustible, el artículo 109 de la Ley 142 de 1994 frente a dicha práctica y desde el ámbito estrictamente procesal le asigno las funciones que corresponderían a un juez en un proceso civil.

Esto está igualmente relacionado con lo previsto en la Ley 142 de 1994, la cual ha dispuesto que todas las decisiones de las autoridades en materia de servicios públicos, incluida esta Comisión, deben fundarse en los motivos que determina la Ley, los cuales deben ser comprobables, donde se advierte que dicho carácter “comprobable” para el caso de las actuaciones administrativas, está sustentado en las pruebas que allí sean decretadas y valoradas por la Comisión atendiendo dichos fines.

Es por esto que, estas facultades en materia probatoria asignadas la Comisión deben guardar equilibrio y relación con las funciones asignadas en materia regulatoria, las cuales están ligadas a dar cumplimiento a los fines y objetivos previstos en la Ley 142 de 1994 en relación con la prestación eficiente del servicio y la correcta aplicación de los criterios tarifarios previstos en el artículo 87 de dicha norma. Por lo tanto, las pruebas que se decreten por parte de la Comisión deben estar ligadas y dirigidas a dar cumplimiento a los fines que persigue el ejercicio de su función regulatoria, razón por la cual, cualquier prueba que no esté dirigida en este sentido ha de considerarse como impertinente, improcedente, inútil y superflua. Esto ha de ser igualmente compatible con la posibilidad de que tienen las partes en el marco del derecho de defensa y contradicción que hacen parte del espectro general del debido proceso, de contar con las garantías de controvertir las pruebas decretadas por la Comisión.

En este sentido, se advierte por parte de esta Comisión que la interpretación de la aplicación de las disposiciones donde se encuentren normas relacionadas con el ejercicio de estas facultades regulatorias, incluyendo el ámbito probatorio, no se debe hacer de manera aislada o que su aplicación se remita a su contenido literal y expreso, sino que por el contrario, cualquier disposición ha de ser entendida de forma integral, concordante y sistemática junto con aquellas normas que consagran los criterios tarifarios en materia de servicios públicos domiciliarios previstos en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, los principios constitucionales (C.P. artículo 365) y legales en materia de servicios públicos domiciliarios (Ley 142 de 1994 artículos 1o a 14), así como los principios constitucionales (C.P. artículos 209) y legales (Ley 1437 de 2011 artículo 3o) que guían las actuaciones administrativas de esta Comisión⁽⁹⁾. Esto teniendo en cuenta que el artículo 13 de la Ley 142 de 1994 establece que “los principios que contiene este capítulo se utilizarán para resolver cualquier dificultad de interpretación al aplicar las normas sobre los servicios públicos a los que esta u otras leyes se refieren, y para suplir los vacíos que ellas presenten”.

De acuerdo con esto, las actuaciones administrativas que adelante esta Comisión, así como las pruebas que allí se decreten y practiquen, para la correcta aplicación de los criterios en materia tarifaria, así como su aplicación armónica con los principios constitucionales⁽¹⁰⁾ y legales⁽¹¹⁾ en materia de servicios públicos, debe existir una convergencia entre los intereses colectivos que persigue la prestación de los servicios públicos, como aquellos intereses de las empresas en relación con la competencia, la iniciativa privada y la libertad de empresa, entendidas como la existencia de “relaciones jurídicas de equilibrio entre usuarios y las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios”⁽¹²⁾.

Esta convergencia a través de los mecanismos regulatorios debe garantizar el equilibrio entre la libertad económica (incentivo económico), la promoción de intereses colectivos concretos y la prestación de servicios públicos, es decir, la regulación ha de propender por hacer compatibles los intereses privados, que actúan como motor de la actividad económica, con la satisfacción de las necesidades colectivas⁽¹³⁾.

Ahora bien, las pruebas dentro de una actuación administrativa o judicial son medios señalados por el legislador dentro del ordenamiento jurídico para crear en la autoridad administrativa o en el juzgador la certeza o el convencimiento sobre la verdad de los hechos que son materia de las actuaciones o los procesos que se adelanten, con el fin de que los mismos apliquen el ordenamiento positivo a los casos concretos.

Como se ha expuesto en los apartes anteriores, la aplicación y el análisis de las pruebas dentro de las actuaciones que adelanten las autoridades administrativas deben tener en cuenta los fines constitucionales y legales que éstas persiguen. Para el caso de la CREG, dichos fines, como autoridad regulatoria de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, están previstos en las Leyes 142 y 143 de 1994 y desarrollados por la jurisprudencia.

De acuerdo con lo anterior, las actuaciones administrativas que se adelanten como parte del ejercicio de la facultad regulatoria de la CREG, así como las decisiones que se adopten como parte de las mismas, se deben desarrollar y valorar atendiendo los principios respecto de los cuales se rigen y se sustentan la prestación de los servicios públicos domiciliarios, garantizando el equilibrio entre el interés general y la libertad económica (incentivo económico), y lo que la Corte Constitucional denomina el buen funcionamiento del mercado⁽¹⁴⁾. Igualmente, el recaudo, la práctica y la contradicción de las pruebas en que se sustenten estas decisiones se sujetan a la aplicación de las garantías fundamentales del debido proceso y el derecho de defensa.

Cumplimiento de los principios y requisitos de la prueba

El Código General del Proceso establece en sus artículos 168 y 176 que las pruebas deberán ser apreciadas en conjunto, de acuerdo con las reglas de la sana crítica, sin perjuicio de las solemnidades prescritas en la ley sustancial para la existencia o validez de ciertos actos, por lo que le corresponde al juez exponer siempre razonadamente el mérito que le asigne a cada prueba. Igualmente, se atribuye al juez la facultad de rechazar, de manera motivada, las pruebas ilícitas, las notoriamente impertinentes, las inconducentes y las manifiestamente superfluas o inútiles.

Es por esto que, previamente a la valoración de las pruebas con las que se cuenta en la presente actuación y su aplicación dentro de la decisión que se adopte, como parte de las fases que son propias de la actividad probatoria, corresponde a la Comisión establecer si el acervo probatorio, en particular para el caso de las pruebas documentales y testimoniales decretadas y practicadas va en contra de alguno de los principios generales para la aplicación de la prueba. Lo anterior con el fin de establecer que estas pueden ser objeto de apreciación y valoración en aplicación de las reglas de la sana crítica o de lo contrario lleve a que algunas de estas sean desestimadas a la hora de resolver la presente actuación.

En relación con estas pruebas dentro de la presente actuación administrativa no se evidencia que exista alguna afectación a los principios generales de la prueba, entre otros, de eficacia, interés público, contradicción, formalidad y legitimidad de la prueba, así como de la pertinencia, idoneidad y conducencia, aplicable en este caso atendiendo el artículo 176 del Código General del Proceso:

“El análisis sobre la pertinencia de la prueba se refiere a que la misma guarde relación con el objeto del proceso, como lo establece el artículo 178 del C.P.C. A renglón seguido, la norma señala que se rechazarán las pruebas legalmente prohibidas o ineficaces, las que versen sobre hechos notoriamente impertinentes y las manifiestamente superfluas”⁽¹⁵⁾.

También ha dicho que:

“la pertinencia se refiere a la relación de la prueba con lo debatido”⁽¹⁶⁾

Y en el mismo sentido que:

“la pertinencia, tiene que ver con que dicha prueba no solo sea permitida por la Ley, (…) sino que la misma tenga una relación directa con lo que es objeto de debate. Lo anterior significa, que para efectos de determinar la pertinencia, el Juez debe estudiar si verdaderamente existe una relación directa entre la prueba y el hecho objeto de debate, para luego de ello rechazar aquellos medios probatorios que no resultan idóneos frente al problema jurídico a resolver”⁽¹⁷⁾.

Asimismo, la honorable Corte Constitucional ha dicho lo siguiente:

“(…) concierne al ámbito de competencia exclusiva de la respectiva autoridad judicial, la determinación acerca de la validez, aptitud, pertinencia y conducencia de las pruebas a partir de las cuales formará su convencimiento y sustentará la decisión final del litigio. (…) En consecuencia, la negativa a ordenar la práctica de determinadas pruebas 'sólo puede obedecer a la circunstancia de que ellas no conduzcan a establecer la verdad sobre los hechos materia del proceso o que estén legalmente prohibidas o sean ineficaces o versen sobre hechos notoriamente impertinentes o se las considere manifiestamente superfluas”⁽¹⁸⁾.

Sobre la conducencia de la prueba ha expuesto el Honorable Consejo de Estado:

“Ahora bien. En cuanto concierne a la presunta violación de los artículos 56 y 59 del C.C.A.; y 29 de la Constitución Política de Colombia, la Sala debe precisar que si bien en la vía gubernativa los administrados tienen derecho a pedir la práctica de pruebas, el hecho de no decretarlas en razón de su inconducencia en forma justificada, no constituye ninguna irregularidad capaz de infirmar la legalidad del acto cuestionado”⁽¹⁹⁾.

4.1. Incumplimiento de las OEF con IPVO 2018

Tal como se ha expuesto en los apartes anteriores, esta Comisión cuenta con elementos de prueba necesarios a la hora de establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable del proyecto hidroeléctrico Ituango, y determinar las consecuencias respecto de las obligaciones de energía firme asignadas con inicio de vigencia del periodo de la obligación para el año 2018 y que no se debe o corresponde acudir a otros medios probatorios diferente para estos efectos.

De acuerdo con esto, teniendo en cuenta que la presente actuación administrativa se adelanta con el fin de establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable del proyecto hidroeléctrico Ituango, y determinar las consecuencias respecto de las obligaciones de energía firme asignadas con inicio de vigencia 2018, le corresponde a esta Comisión en la presente actuación establecer plenamente la existencia de los siguientes eventos:

i) Que hay un atraso en el cronograma de construcción superior a un año respecto del IPVO, 1 diciembre de 2018; y

ii) Que la planta no entró en operación en la IPVO: 1 diciembre de 2018. Esta última en la medida que la presente decisión se adopta con posterioridad al inicio del período de vigencia de la obligación OEF del año 2018. Lo anterior teniendo en cuenta los artículos 9o y 13 de la Resolución CREG 071 de 2006 y 061 de 2017 que establecen lo siguiente:

“Artículo 9o. Efectos del incumplimiento del cronograma de construcción o de repotenciación, o de la puesta en operación de la planta. El incumplimiento de las obligaciones relacionadas con el cronograma de construcción o con la puesta en operación de la planta o unidad de generación producirá los siguientes efectos:

1. La no presentación del cronograma de construcción (…).

2. El retraso en el cronograma de construcción o repotenciación de la planta o unidad de generación frente a la Curva S que no constituya incumplimiento grave e insalvable, dará lugar al ajuste de la garantía de conformidad con los procedimientos que se definan en el Reglamento de Garantías para el Cargo por Confiabilidad de que trata el Artículo 78 de esta resolución.

3. El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación, dará lugar a:

a) La ejecución de la garantía.

b) La pérdida para el generador de la asignación de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella.

4. Cuando la fecha de puesta en operación de la planta, determinada por el auditor, sea posterior a la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y no constituya incumplimiento grave e insalvable, el agente deberá garantizar el cumplimiento de su Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de seguridad, vigente desde la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y hasta la nueva fecha de puesta en operación de la planta. La omisión en la obligación de garantizar la Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de seguridad dará lugar a que el incumplimiento se considere grave e insalvable con las consecuencias previstas en el numeral 3 de este artículo.

PARÁGRAFO. En el caso del incumplimiento grave e insalvable que se determina cuando el informe del auditor indica que la puesta en operación de la planta o unidad de generación tendrá un atraso mayor a un año, contado a partir de la fecha de inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación, la CREG, con el propósito de establecer plenamente la existencia del incumplimiento, determinar sus consecuencias y garantizar el derecho de defensa de los afectados, agotará el trámite previsto en los Artículos 106 y ss. de la Ley 142 de 1994 y, en lo no previsto en ellos, aplicará las normas de la parte primera del Código Contencioso Administrativo que sean compatibles. En firme la decisión definitiva sobre la actuación y determinada la existencia del incumplimiento, se comunicará la decisión al ASIC y éste adoptará las medidas correspondientes de acuerdo con la Resolución CREG 071 de 2006 y las nomas que la modifiquen, adicionen o sustituyan”. (Resaltado fuera de texto)

“Artículo 13. Eventos de incumplimiento. Constituyen eventos de incumplimiento grave e insalvable los siguientes:

1. Incumplimiento Calificado de Cronograma que implique que la puesta en operación de la planta o unidad de generación, ocurrirá en un plazo superior a un (1) año contado a partir del IPVO.

2. Incumplimiento Calificado de Cronograma, que implique que la puesta en operación de la planta o unidad de generación ocurrirá en un plazo inferior a un (1) año, contado a partir del IPVO, y el Agente Generador o la Persona Jurídica Interesada, una vez esté registrada como Agente Generador ante el ASIC, no garanticen el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme con un Contrato o Declaración de Respaldo, de otra planta o unidad de generación. Este Contrato o Declaración de Respaldo debe estar registrado ante el ASIC a más tardar dentro de los quince (15) días calendario siguientes a la fecha en que el CND reciba el correspondiente informe del auditor y debe estar vigente desde el IPVO hasta la nueva fecha de puesta en operación de la planta o unidad de generación, certificada por el Auditor.

3. Puesta en operación de la planta o unidad de generación con una ENFICC inferior a la asociada a la Obligación de Energía Firme asignada, calculada en la forma prevista en el Anexo 3 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

4. El Agente Generador o la Persona Jurídica Interesada no acredita ante la CREG el ajuste o reposición de las garantías conforme a lo establecido en el presente Reglamento.

5. El Agente Generador o la Persona Jurídica Interesada no acredita ante el ASIC el pago de los honorarios del Auditor designado para verificar el cumplimiento del cronograma de construcción o repotenciación, o de puesta en operación de la planta o unidad de generación, conforme a lo establecido en el presente Capítulo”. (Resaltado fuera de texto)

Es claro que las pruebas documentales y testimoniales decretadas y practicadas dentro de la actuación permiten darle elementos de convicción a la Comisión a efectos de que esta pueda tomar una decisión dentro de la presente actuación, lo anterior de acuerdo con el artículo 168 del Código General del Proceso.

De acuerdo con lo anterior, esta Comisión ha procedido a llevar a cabo un ejercicio de valoración autónoma, libre e integral de las pruebas en el marco de los artículos 168, 176, 178 y 232 del Código General del Proceso, sustentado dentro de los parámetros de la sana crítica, como parte de la aplicación de los principios que rigen la prueba y los fines que debe cumplir el ejercicio de la facultad regulatoria de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible.

Los eventos de incumplimiento a que se ha hecho referencia se encuentran probados a partir del informe del auditor del proyecto correspondiente al primer semestre de 2018, entregado en octubre del mismo año, denominado Informe de auditoría primer semestre 2018, en el cual se expuso:

“… no nos permite al 30 de junio de 2018, directamente verificar el alcance d e la curva S real frente a los parámetros usados por el gestor del proyecto en la curva S declarada ante la CREG, así como estimar la nueva fecha de puesta en operación de las obras de la planta de generación”.

Y finalmente concluye:

“… se presente un atraso importante frente a la fecha de Inicio del Período de Vigencia de la Obligación-IPVO (1 diciembre de 2018), lo cual, conforme a la regulación aplicable, constituye un incumplimiento grave e insalvable”. (Resaltado fuera de texto)

Esta calificación exigida por la regulación fue confirmada en el testimonio rendido en audiencia de pruebas del día 27 de marzo 27 de 2019, por parte del señor Carlos Andrés Flórez, en calidad de Auditor del proyecto de la firma Deloitte, en los siguientes términos:

“(…)

Sin embargo, al momento de revisar el resto de la información, el resto de los 20 puntos que hemos solicitado adicionales para mirar, consideramos la necesidad de establecer un procedimiento alterno a auditoría donde se solicita a EPM la confirmación de la entrada en operación del proyecto. EPM nos responde en su momento con una comunicación donde indica que esta entrada en operación es en un periodo mayor al 1 de diciembre de 2019.

Por esta razón, nosotros, con esta información más todo lo que hemos revisado en la información adicional que sí obtuvimos de parte del gestor del proyecto, consideramos que se generó un incumplimiento grave e insalvable, como lo dice nuestra conclusión en el informe.

(…)”

Adicionalmente se encuentra en el informe del auditor que el Vicepresidente de Proyectos de EPM ante preguntas específicas formuladas para efectos de la auditoría manifestó que no se veía posible la entrada en operación de las primeras cuatro unidades del proyecto antes del 1 de diciembre de 2019 con escenarios de puesta en operación comercial a partir del 2021.

En concordancia con lo anterior, los testimonios de los señores: i)Bayardo Materón -Board EPM/experto en estructuras hidráulicas de EPM; ii) Nelson de Sousa-Board EPM/ experto en grandes presas hidráulicas de EPM; iii) Juan David Quintero -Board EPM/ experto ambiental (EPM); iv) Álvaro Aravi Castro - Interventor Ingetec; v) Luis Fernando Restrepo- Gerente infraestructura de Integral y; vi) Gabriel Fernández – Board EPM/ experto en geología y geotecnia de EPM, confirman que para el 1 de diciembre de 2018, fecha de inicio del período de vigencia de la obligación de energía en firme, la planta no entró en operación comercial y que existe un atraso superior a un año a partir de dicho momento en tanto que todos hacen referencia a que dicho proyecto entraría en operación con una fecha superior al 1 de diciembre del año 2019, señalando como fecha estimada de entrada el año 2021.

Al respecto el señor Gabriel Fernández afirmó

(…) sí nos han dicho o nos han informado de cuál es el plan, no sé, quiero ser preciso con las fechas, pero la idea es poner cuatro máquinas antes de noviembre del 2021, no sé, algo, y dos máquinas primero, vamos a poner dos primero y las otras dos después, y creo que hay un año de gracia, no sé qué, para poner todas las unidades. Entiendo”.

Los demás elementos de prueba en especial, las pruebas documentales: i) Informe causa raíz Escava; ii) Informe Universidad Nacional; iii) Comunicados y declaraciones de prensa EPM; iv) Información entregada a CREG por EPM; iv) Resolución 0820 de 2018 de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales, así como la declaración juramentada por parte del Representante Legal de EPM, no logran desvirtuar esta conclusión, ni permiten aportar elementos de mérito que logren probar lo contrario a los eventos que se encuentran probados y que configuran lo que la regulación denomina incumplimiento grave e insalvable por parte de EPM de las obligaciones a que hacen referencia los numerales 1 y 2 del artículo 7o de la Resolución CREG 071 de 2006.

Es por esto que la Comisión cuenta con elementos de juicio suficientes que le permiten establecer plenamente la existencia de dicho evento de incumplimiento grave e insalvable dentro del trámite de la presente actuación administrativa para la obligación de energía en firme asignada en la subasta para plantas GPPS del año 2008 y fecha de inicio de período de vigencia de la obligación del 1 de diciembre de 2018.

En relación con dichos medios de prueba, se establece igualmente que los mismos cumplen con los requisitos de existencia, validez y eficacia.

En el caso de los primeros, se evidencia que dichas pruebas corresponden a un acto procesal debidamente decretado conforme a lo dispuesto en la Código General del Proceso y el artículo 40 de la Ley 1437 de 2011.

En el caso de los requisitos de validez, estas pruebas carecen vicio alguno que derive en su nulidad, es decir, un vicio que lo afecte relacionado con su ordenación de forma ilegal. La práctica de estas pruebas fue adelantada en las audiencias y en los términos del Código General del Proceso, de la misma forma que los testimonios fueron rendidos de manera libre y espontánea, sin considerar que estos fueran un acto inconsciente, coaccionado o sujeto a otro tipo de vicio.

Finalmente, la eficacia de estos medios de prueba se evidencia del análisis y valoración que de estas ha hecho la Comisión a efectos de establecer los eventos de incumplimiento grave e insalvable para el caso de la OEF con IPVO de 1 de diciembre de 2018.

En este contexto, se considera que las pruebas periciales decretadas de oficio en el Auto de 6 de febrero de 2019, han de ser desestimadas dentro de la presente actuación ateniendo lo dispuesto en los artículos 168 y 176 del Código General del Proceso, así como en el artículo 40 de la Ley 1437 de 2011, toda vez dichos medios probatorios no aportan elementos de juicio adicionales con los que ya cuenta la Comisión. Igual conclusión se da para el caso de los cronogramas solicitados mediante Auto de julio 22 de 2018 a la firma Integral, los cuales no fueron allegados al proceso.

Consecuencias del incumplimiento

El numeral 3 del artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006 que establece lo siguiente:

“3. El incumplimiento grave e insalvable de la puesta en operación de la planta o unidad de generación, dará lugar a:

a) La ejecución de la garantía.

b) La pérdida para el generador de la asignación de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella”.

Así mismo el artículo 14 del Reglamento de Garantías adoptado mediante la Resolución CREG 0961 <sic, 61> de 2007 indica:

“Artículo 14. Terminación de la Obligación de Energía Firme. Conforme lo establece el Numeral 3 del Artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006, los eventos de incumplimiento descritos en el Artículo anterior, darán lugar a la pérdida de la asignación de la Obligación de Energía Firme objeto de garantía establecida en el presente capítulo y de la remuneración asociada, a partir de la fecha en que se configuró el respectivo evento de incumplimiento grave e insalvable”.

De acuerdo con esto, es claro en la regulación que de configurarse alguno de los eventos de incumplimiento grave e insalvable, se deben aplicar las consecuencias allí previstas, en este caso, la ejecución de la garantía, así como la pérdida de la Obligación de la Energía Firme y de la remuneración asociada a ella.

Sin embargo, se debe analizar a continuación los argumentos expuestos por parte de EPM en su comunicación E-2018-01470 a efectos de definir si los mismos desvirtúan estas conclusiones.

Análisis de los argumentos y propuesta de EPM

Menciona EPM que el proyecto Hidroeléctrico Ituango, es un caso especial toda vez que este se está construyendo en un tiempo inferior al que tomaron otros proyectos hidroeléctricos de gran tamaño realizados en el país, al nivel de inversión que representa y a los beneficios que representa en diferentes órdenes.

Analizado el argumento se encuentra que no tiene ninguna fuerza probatoria ni que tampoco tiene relevancia para el objeto de la actuación administrativa.

Se resalta lo dispuesto en la Ley 143 de 1994 respecto a que el riesgo de la inversión es asumido por quien la acomete.

Respecto del testimonio de Camilo Quintero, así como del informe técnico elaborado por este último y presentado por EPM, se observa que en él se presentan análisis y aseveraciones relacionadas con lo que considera es la correcta interpretación de la regulación. Se observa que cuando se acude a un ejercicio interpretativo de la regulación estas opiniones corresponden a un análisis de orden jurídico, frente a lo cual es preciso advertir que la formación y experticia profesional del señor Quintero no son de dicho ámbito y, por tanto, sus conclusiones serán desestimadas.

Al respecto, se destaca que lo argumentado por el señor Quintero Montaña, es contrario a la regulación. No es cierto, que la obligación de poner en operación la planta sea accesoria y que sea sustituible por los anillos de seguridad. Es claro que cuando la CREG convoca a una subasta para plantas GPPS es porque requiere ampliar el parque de generación y sobre todo la energía firme que dicha ampliación aportará al sistema. El agente cuando se presenta a la subasta para plantas GPPS a fin de que le sea asignada una OEF declara una planta y es esa planta en específico la que se compromete a construir, tratándose de un cuerpo cierto que respalda el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme.

Al respecto el artículo 7o señala:

“Artículo 7o. Obligaciones adicionales para los agentes con plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales. Además de las establecidas en otros artículos de esta resolución, los agentes con plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales a quienes les hayan sido asignadas obligaciones de energía firme, tendrán las siguientes obligaciones:

1. Poner en operación comercial la planta y/o unidad de generación a más tardar en la fecha de inicio del Período de Vigencia de la Obligación y con la ENFICC asignada en la Subasta.

2. Cumplir el cronograma de construcción o repotenciación de la planta y la Curva S.

3. Pagar el costo de la auditoría establecida en el artículo 8o de esta Resolución, periódicamente en forma anticipada. El incumplimiento en el pago de la auditoría, dará lugar a la ejecución de la garantía a que se refiere el numeral 4 de este artículo y la pérdida para el generador de la Obligación de Energía Firme y la remuneración asociada a ella.

4. Constituir y mantener vigente la garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la operación comercial de las plantas o unidades de generación en instalación o por instalar o repotenciar con la ENFICC asignada en la Subasta, y del pago de la auditoría. Estas garantías deben cumplir las disposiciones contenidas en el Capítulo VIII de esta resolución.

5. Haberse constituido en Empresa de Servicios Públicos con anterioridad al plazo fijado por la CREG para el otorgamiento de las garantías exigibles para el cumplimiento de las Obligaciones de Energía Firme”. (Destacado fuera del texto)

Adicionalmente el artículo 2 al definir los conceptos de Cargo por Confiablidad y Planta y/o Unidad de Generación que respalda una Obligación de Energía Firme evidencia con claridad que es la existencia de la planta, futura en el caso de plantas nuevas, y su disponibilidad la que dan lugar a la asignación de las OEF y al pago del Cargo por Confiabilidad.

De acuerdo con esto, el mecanismo de los anillos de seguridad no puede ser utilizado en reemplazo de la obligación de poner en operación comercial la planta declarada por el agente. Si bien es cierto que dicho mecanismo está previsto para cumplir con las OEF, es claro en la regulación que sólo es viable su utilización cuando se presente un retraso en la entrada en operación de la planta menor a un año, respecto del inicio del periodo de vigencia de la obligación, IPVO.

Es excluyente la utilización de anillos de seguridad cuando el incumplimiento es calificado por el auditor como grave e insalvable. Se resalta lo dispuesto en el numeral 4 del artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006 que señala:

“Cuando la fecha de puesta en operación de la planta determina por el auditor sea posterior a la fecha de inicio de Periodo de Vigencia de la Obligación y no constituya incumplimiento grave e insalvable, el agente deberá garantizar el cumplimiento de su Obligación de Energía Firme a través de un contrato con uno o algunos de los anillos de seguridad (…) subraya fuera del texto original”.

De lo anterior se colige que la existencia del evento de incumplimiento grave e insalvable excluye la posibilidad de utilización de anillos de seguridad, los cuales solo se podrán hacer con incumplimientos menores a un año y una interpretación diferente es contraria a la regulación.

Hecha la anterior precisión, frente al alcance de la figura de los anillos de seguridad se debe tener en cuenta que EPM formuló una propuesta de honrar sus Obligaciones de Energía Firme mediante la figura de Demanda Desconectable voluntaria, es decir mediante el uso de uno de los anillos de seguridad.

Al respecto es importante recordar a qué se comprometió EPM:

En la subasta para plantas GPPS realizada en el año 2008, EPM se comprometió a la construcción de una planta hidroeléctrica de las siguientes características: Planta hidroeléctrica con una ENFICC base de 8.653 GWh/año.

Así las cosas, entendemos que se trata de un cuerpo cierto lo que se obligó EPM a construir y poner en operación comercial, es decir que las OEF, solo pueden ser honradas con la planta de generación hidroeléctrica cuyos parámetros declaró en la subasta para plantas GPPS de 2008. Si bien el fin último es la entrega de energía que garantice la confiabilidad, esa energía debe ser entregada con el activo al que se comprometió el agente al momento de la participación en la subasta para plantas GPPS, motivo por el cual la propuesta de EPM es contraria a lo previsto en la regulación y no puede ser aceptada.

No sobra reiterar que la subasta de asignación de OEF para plantas GPPS tiene como objetivo la expansión del parque de generación existente, para agregar al Sistema Interconectado Nacional energía firme adicional a la contabilizada en el balance de energía con base en el cual la CREG decide la convocatoria, para atender la demanda futura de energía proyectada por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPM. Por tanto, el compromiso de energía firme adicional debe ser honrado con la construcción y puesta en operación de las plantas declaradas en la respectiva subasta.

4.2. Incumplimiento de las OEF con IPVO 2021

En relación con la OEF con IPVO 2021 y conforme a los artículos 9o de la Resolución CREG 071 de 2006 y 13 de la Resolución CREG 061 de 2017 ya citados le corresponde a esta Comisión establecer la existencia de los siguientes eventos: i) Si hay un atraso para la puesta en operación de la planta superior a un año respecto del IPVO, 1 diciembre de 2021.

Es por esto que, de acuerdo con lo previsto en la regulación, para efectos de establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable, uno de los elementos esenciales es contar con un informe del auditor en el cual se indique que la puesta en operación de la planta cuenta con un atraso mayor a un año, contado a partir de la fecha de inicio del periodo de vigencia de la obligación. De esto se extrae que es requerido para establecer la existencia del incumplimiento de la OEF con IPVO 2021, un informe de auditoría que califique el evento de incumplimiento como grave e insalvable, en el cual se exponga que existe un atraso para la entrada en operación del proyecto, mayor a un (1) año respecto del 1 de diciembre del año 2021.

En este sentido, actualmente dentro del trámite de la presente actuación administrativa esta Comisión cuenta con un informe de auditoría en el cual el auditor concluye que hay un atraso del proyecto mayor a un año frente a la fecha de Inicio del Período de Vigencia de la Obligación-IPVO del año 2018, el cual constituye grave e insalvable, sin precisar el número de días de atraso, toda vez que en el contexto de la auditoría manifiesta que “no nos permite al 30 de junio de 2018, directamente verificar el avance de la curva S real frente a los parámetros usados por el gestor en la curva S declarada ante la CREG, así como, estimar la nueva fecha de puesta en operación de las obras de la planta de generación”.

Adicionalmente, esta Comisión ha procedido a llevar a cabo un ejercicio de valoración autónoma, libre e integral de las pruebas por parte en el marco de los artículos 168, 176, 178 y 232 del Código General del Proceso, sustentado dentro de los parámetros de la sana crítica, como parte de la aplicación de los principios que rigen la prueba y los fines que debe cumplir el ejercicio de la facultad regulatoria de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible.

Al respecto se observa que la Comisión no cuenta con elementos de juicio suficientes que le permitan establecer que la construcción de la planta presente un atraso mayor a un año respecto del IPVO de la respectiva obligación, 1 de diciembre de 2021.

Si bien se observan diferencias en lo expresado en los diferentes testimonios rendidos tanto por los miembros del grupo de asesores de EPM, como por el señor Álvaro Aravi Castro, de la firma Ingetec interventora del proyecto y Luis Ferrando Restrepo Vélez, de la firma Integral diseñadora del proyecto, todos coinciden en que se tiene como objetivo que el proyecto esté en operación antes del 1 de diciembre del 2022. Así mismo la curva S y el cronograma de construcción entregados por el señor Jorge Londoño, Gerente de EPM, en su declaración juramentada indican que las primeras 4 unidades del proyecto estarán en operación el 5 de noviembre de 2022.

Los demás elementos de prueba en especial: i) Informe causa raíz Escava; ii) Informe Universidad Nacional; iii) Comunicados y declaraciones de prensa EPM; iv) Información entregada a CREG por EPM; iv) resoluciones y comunicación de la Autoridad de Licencias Ambientales, no aportan elementos que permitan concluir que se presenta un incumplimiento grave e insalvable respecto de la OEF con IPVO 2021.

Dichas circunstancias conllevan a que esta Comisión, en este momento, no pueda establecer plenamente la existencia del incumplimiento grave e insalvable de la OEF con IPVO 2021, lo cual no implica que esta Comisión no pueda adelantar una actuación administrativa posterior a este respecto.

Sin perjuicio de lo anterior, debe destacarse que la Resolución CREG 820 de 2018 de la ANLA impone al proyecto una limitación en cuanto a las actividades que puede desarrollar limitándolas a las necesarias para atender la contingencia, como consecuencia de lo cual las que estén encaminadas a la construcción del proyecto quedan suspendidas hasta tanto la Autoridad levante la medida, previa entrega por parte de EPM de un estudio ambiental sobre las condiciones del proyecto. Adicionalmente, se observan en los testimonios de los miembros del grupo asesor de EPM, del diseñador del proyecto que a la fecha hay incertidumbre o elementos no definidos en algunos de los frentes de obra del proyecto, lo cual se confirma en el cronograma entregado por el Gerente de EPM.

5. Medidas particulares:

Expuesta la carencia de elementos de juicio y probatorios que permitan establecer la existencia de un incumplimiento grave e insalvable respecto de la OEF con IPVO para el 1 de diciembre de 2021 y las incertidumbres que se evidenciaron en las pruebas practicadas sobre la fecha de puesta en operación de la planta, esta Comisión considera necesario adoptar medidas específicas a fin de garantizar el seguimiento previsto en la Resolución CREG 071 de 2006 para la entrada en operación de la planta que garantiza la OEF con IPVO 2021.

Para estos efectos se debe ordenar al ASIC en su calidad de administrador de la subasta y operador del mercado la realización de la auditoria de que trata el artículo 8o la Resolución CREG 071 de 2006. Teniendo en cuenta que el proyecto Hidroeléctrico Ituango cuenta además con unas obligaciones asignadas en la subasta de febrero de 2019 con IPVO 2022, cuyo cumplimiento debe ser auditado de conformidad con lo dispuesto por la Resolución 071 de 2006, resulta pertinente que el seguimiento a la asignación con IPVO 1 de diciembre 2021 sea realizado por el mismo auditor, a efectos de guardar consistencia sobre el seguimiento a la ejecución del proyecto y a su entrada en operación.

Igualmente, en el marco de dicha consistencia el auditor deberá incorporar toda la información relevante, en los términos del numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006, a efectos de emitir los informes correspondientes en los que se indique explícitamente el número de días de desviación comparando la Curva S de ejecución real respecto de IPVO 1 de diciembre 2021 y IPVO 1 de diciembre 2022. El auditor deberá considerar la información contenida en la curva s y cronograma de construcción aportado por el gerente de EPM ESP en el informe rendido bajo la gravedad del juramento durante el trámite de esta actuación, en razón a que es la información más actualizada aportada por EPM sobre el estado y avance del proyecto.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 940 del 30 de agosto de 2019, acordó expedir esta resolución.

RESUELVE:

ARTÍCULO 1o. Por las razones expuestas en la presente resolución, desistir de las pruebas periciales decretadas de oficio en el auto de febrero 6 y de las pruebas documentales ordenadas en el auto de julio 22 de 2019.

ARTÍCULO 2o. Declarar que se han configurado los supuestos determinados en el artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006 (modificado por el artículo 13 de la Resolución CREG 061 de 2007) y, por lo tanto, se ha establecido plenamente la existencia de un incumplimiento grave e insalvable de las obligaciones asignadas a EPM Ituango SA ESP en la subasta para plantas GPPS de 2008, cedidas a EPM ESP, en lo referente al proyecto de generación Hidroeléctrico Ituango, toda vez que se encuentra plenamente probado que al 1 de diciembre de 2018, fecha de inicio de periodo de vigencia de la obligación, la planta no entró en operación comercial y el retraso en la entrada en operación es superior a un año.

ARTÍCULO 3o. Por las razones expuestas en la parte considerativa, negar la solicitud hecha por EPM relativa al cumplimiento de la OEF con IPVO 2018 con un esquema de demanda desconectable voluntaria.

ARTÍCULO 4o. Como consecuencia del incumplimiento grave e insalvable y conforme a lo dispuesto en el artículo 9o de la Resolución CREG 071 de 2006 y el artículo 14 del Reglamento de Garantías, adoptado mediante la Resolución CREG 61 de 2007 declarar la pérdida de las OEF con IPVO 1 de diciembre de 2018 asignadas al Proyecto Hidroeléctrico Ituango en la subasta de 2008, así como de la remuneración asociada a la misma y ordenar a XM SA ESP la ejecución de la garantía que ampara la construcción y puesta en operación del proyecto a primero de diciembre de 2018.

ARTÍCULO 5o. Por las razones expuestas en la parte considerativa, la Comisión encuentra que a la fecha y como resultado de la presente actuación no se ha establecido plenamente el incumplimiento grave e insalvable de las obligaciones adquiridas en la subasta de plantas GPPS de 2012, con inicio del periodo de vigencia de la obligación, IPVO, 1 de diciembre de 2021.

ARTÍCULO 6o. Ordenar la realización de la auditoria de que trata el artículo 8o de la Resolución CREG 071 de 2006 para verificar el cumplimiento de las obligaciones adquiridas por EPM Ituango SA ESP en la subasta de plantas GPPS de 2012, y cedidas a EPM ESP, para el proyecto Hidroeléctrico Ituango, con fecha de IPVO el 1 de diciembre de 2021.

XM SA ESP dispondrá lo necesario para que dicha auditoría sea realizada por el mismo auditor contratado para verificar el cumplimiento de las OEF asignadas al proyecto en la subasta de 2019. El auditor rendirá los informes de manera conjunta, cuando ello sea posible, según la periodicidad establecida en el numeral 1.5 del Anexo 1 de la Resolución CREG 071 de 2006.

El auditor determinará la fecha estimada de entrada en operación comercial del proyecto, el número de días de atraso frente al IPVO del 1 de diciembre de 2021 y si existe incumplimiento grave e insalvable de las obligaciones de energía firme, con base en la curva S de ejecución real del proyecto. El auditor deberá utilizar toda la información relevante incluida la curva S entregada por el gerente de EPM en su informe juramentado rendido en esta actuación.

ARTÍCULO 7o. Trasladar a XM SA ESP la curva S y el cronograma de actividades del proyecto hidroeléctrico Ituango, aportados en esta actuación por EPM ESP.

ARTÍCULO 8o. En firme la presente decisión, ésta deberá ser comunicada al ASIC, para que ejecute las medidas correspondientes, de acuerdo con lo que determina la Resolución CREG 071 de 2006.

ARTÍCULO 9o. Notificar personalmente la presente resolución al representante legal de Empresas Públicas de Medellín, EPM, advirtiéndole que contra los artículos 2o, 3o, 4o, 5o y 6o 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. Contra el artículo 1 no procede recurso alguno ateniendo lo dispuesto en el artículo 40 de la Ley 1437 de 2011.

Notifíquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 30 de agosto de 2019.

La Presidenta,

María Fernanda Suárez Londoño.

Ministra de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo,

Christian Jaramillo Herrera.

^{NOTAS AL FINAL:}

^{1. Es la máxima energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, en un período de un año.}

^{2. Corte Constitucional, Sentencia C-034 de 2014.}

^{3. Corte Constitucional, C-980 de 2010.}

^{4. Ver entre otras las Sentencias de la honorable Corte Constitucional C-150 de 2003, C-1162 de 2000, C-186 de 2011.}

^{5. Corte Constitucional, Sentencia C-075 de 2006.}

^{6. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003, C-1120-05 Consejo de Estado, Sala de lo contencioso administrativo, Sección primera, Consejero ponente: doctor: Rafael E. Ostau de Lafont Pianeta, Bogotá, D.C., treinta (30) de abril de dos mil nueve (2009), Núm. Rad.: 11001 032400020040012301}

^{7. Corte Constitucional,} Sentencia SU-2010 <sic, 1010> de 2008.

^{8. Estos mecanismos de intervención en el mercado de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por parte de las comisiones de regulación, consagrados en las leyes 142 y 143 de 1994, han de considerarse entonces como mecanismos de racionalidad diseñados por el legislador, los cuales se encuentran constitucionalmente protegidos y cuyo uso está dirigido al cumplimiento de estos fines y objetivos.}

^{9. En relación con el alcance con la que cuenta la CREG en ejercicio de sus facultades regulatorias, incluyendo aquella en materia tarifaria la Honorable Corte Constitucional en Sentencia C 150 de 2003, Magistrado Ponente doctor Manuel José Cepeda Espinosa dispuso lo siguiente:}

^{“Los órganos de regulación han de ejercer sus competencias con miras a alcanzar los fines que justifican su existencia en un mercado inscrito dentro de un Estado social y democrático de derecho. Estos fines se pueden agrupar en dos clases, a pesar de su variedad y especificidad. La primera clase comprende los fines sociales que el mercado por sí mismo no alcanzará, según las prioridades de orden político definidas por el legislador y de conformidad con el rango temporal que éste se ha trazado para alcanzarlos. La segunda clase abarca los fines económicos atinentes a procurar que el mercado funcione adecuadamente en beneficio de todos, no de quienes dentro de él ocupan una posición especial de poder, en razón a su predominio económico o tecnológico o en razón a su acceso especial al proceso de toma de decisiones públicas tanto en el órgano legislativo como en los órganos administrativos clásicos.}

^{La regulación, en tanto que mecanismo de intervención del Estado, busca garantizar la efectividad de los principios sociales y el adecuado funcionamiento del mercado. En este orden de ideas, pasa la Corte a analizar los fines que en cada caso se persiguen y los criterios constitucionales que guían la acción del Estado para alcanzarlos (…)”.}

^{10. Artículos 365 a 370}

^{11. Ley 142 de 1994, artículos 1o a 12.}

^{12. Corte Constitucional, Sentencia C- 075 de 2006}

^{13. Adicionalmente de lo expuesto por parte de la Corte Constitucional en Sentencia C-353 de 2006, se debe tener en cuenta que como antecedente en relación con la aplicación de las normas en materia de servicios públicos domiciliarios y el ejercicio de las facultades regulatorias que ejercen las comisiones de regulación las siguientes consideraciones expuestas por parte de la Corte Constitucional en Sentencia C-150 de 2003:}

^{14. Corte Constitucional, Sentencia C-150 de 2003.}

^{15. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Primera. C.P. Martha Sofía Sanz Tobón. Rad: 25000-23-24-000-2003-90943-01. Providencia del 26 de abril de 2007.}

^{16. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Tercera. C.P. María Elena Giraldo Gómez. Rad. 52001-23-31-000-2002-00057-02(AP). Sentencia del 26 de enero de 2006.}

^{17. Consejo de Estado, Sala de lo Contencioso Administrativo, Sección Segunda. C.P. Gustavo Eduardo Gómez Aranguren. Rad. 25000-23-25-000-2007-01109-02(1732-10). Sentencia del 17 de enero de 2011.}

^{18. Corte Constitucional. Sentencia T-452 de 1998. M.P. Hernando Herrera Vergara.}

^{19. Consejo de Estado, Sala de lo contencioso administrativo, Sección Primera, Consejero ponente: RAFAEL E. OSTAU DE LAFONT PIANETA, Bogotá D.C., cinco (5) de agosto de dos mil diez (2010) Radicación núm.: 11001 0324 000 2000 06252 01.}