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CONTRALORÍA GENERAL DE LA REPÚBLICA

CONTRALORIA DELEGADA. SECTOR MINAS Y ENERGIA

INFORME DE RESULTADOS DE ACTUACION ESPECIAL DE FISCALIZACIÓN

Manejo de recursos del Cargo por Confiabilidad

TRD 86113-343 Junio de 2016

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CONTRALORÍA CONTRALORÍA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚGLICA SECTOR MINAS Y ENERGÍA.

INFORME DE RESULTADOS DE LA ACTUACION ESPECIAL DE FISCALIZACIÓN SOBRE EL MANEJO DE RECURSOS DEL CARGO POR

CONFIABILIDAD

Contralor Delegado para el Sector Minas y Ricardo Rodríguez Yee Energía:

Director de Estudios Sectoriales: Iván López Dávila

Equipo de trabajo:

Nadar Yesid Suárez Gómez Olga Liliana López Rodríguez Carlos Eduardo Espinoza Velázquez

Supervisor: Carlos Arturo Forero Orozco

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CONTRALORÍACONTRALORíA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLICA I SECTOR MINAS Y ENERGiA

Contenido

Asunto de la Actuación Especial 5

Hechos relevantes encontrados 6

Concepto sobre el análisis efectuado 7

1. Concepto del Cargo por Confiabilidad 7

1.1. Naturaleza del Cargo por Confiabilidad. 7

1.2. Objetivos del Cargo por Confiabilidad 8

1.3. Definición del Contrato de Confiabilidad 10

1.3.1. Compromisos asumidos por los agentes vinculados. 10

1.3.2. Obligaciones de mercado mayorista 12

1.3.3. Garantías 13

1.3.4. Sanciones 14

1.4. Grado de confiabilidad del sistema colombiano 14

2. Gestión de las instituciones involucradas en el Cargo por Confiabilidad. 16

2.1. Ministerio de Minas y Energía -MME- 16

2.2. Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- 16

2.3. Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- 17

2.4. XM Compañía de Expertos en Mercados. (Administrador de Sistema de Intercambios Comerciales —ASIC-, Centro Nacional de Despacho -CND-) 17

2.5. Verificación de parámetros 18

3. Manejo de Recursos del Cargo por Confiabilidad. 21

3.1. El Cargo por Confiabilidad dentro de la operación e inversión de las empresas. 23

3.1.1. Empresas con plantas mayoritariamente hídricas 23

3.1.2. Empresas con activos de generación térmicos 28

4. Ajustes regulatorios del precio de la generación bajo condiciones críticas — Precio de Escasez. 32

4.1. Fundamentos del PE 32

4.2. Cálculo del PE 34

4.3. Mercado de Combustibles 36

4.4. Balance sobre la generación térmica respecto al PE 39

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CONTRALORÍACONTRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA ft EPÚBLII,.̀A I SECTOR MINAS Y EIVERGiA

4.5. Traslado de pérdidas de los generadores a los usuarios 41

5. Incumplimientos de Obligaciones de Energía en Firme - OEF - 43

5.1 Proceso de intervención de Termocandelaria S.A. E.S.P 46

Conclusiones y resultados 48

Conclusiones sobre la verificación de parámetros 48

Hallazgo 1. FUNCIONAMIENTO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD - VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS 48

Hallazgo 2. FUNCIONAMIENTO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD — SANCIONES FRENTE A DISCREPANCIAS DE PARÁMETROS ENFICC 51

Conclusiones sobre el manejo de recursos del Cargo 53

Conclusiones del análisis del Precio de Escasez 54

Hallazgo 3. AJUSTES AL PRECIO DE ESCASEZ 55

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Asunto de la Actuación Especial

El objeto de la presente Actuación Especial de Fiscalización fue definido mediante Memorando de Asignación de Trabajo con número de programa 2016-9836-86111-AE con fecha de inicio de enero 18 de 2016, y consistente en evaluar la operación efectiva con la suficiencia económica y operacional esperada del mecanismo del Cargo por Confiabilidad, bajo condiciones críticas de abastecimiento.

Los objetivos específicos abarcados son:

1. Determinar el monto total de recursos cobrados (o pagados) por Cargo por Confiabilidad, y su distribución por empresa o planta. 2. Describir los procesos de asignación de Obligaciones de Energía en Firme - OEF a partir de los volúmenes de energía comprometidos y su distribución por cada empresa. 3. Evaluar por medio de indicadores, el impacto financiero del Cargo por Confiabilidad en cada signatario de OEF. 4. Evaluar el cumplimiento a los compromisos de inversión asociados al Cargo y el seguimiento dado a los mismos por parte de los entes competentes (repotenciación, cierres de ciclo y cambios de tecnología). 5. Evaluar el esquema de garantías asociadas a la confiabilidad de plantas con OEF, así como el seguimiento a su suscripción y suficiencia. 6. Conceptuar sobre la suficiencia económica del esquema. 7. Conceptuar sobre la suficiencia en capacidad MW y energía GW-h del esquema. 8. Evaluar aquellos cambios en el mercado del gas natural y de combustibles líquidos que afectan tanto los costos, como las remuneraciones asociadas al cargo por confiabilidad.

La Contraloría General de la República en cumplimiento de su función constitucional y legal de velar por el buen uso de los recursos públicos, dentro de los términos definidos por la Resolución 6680 de 2012, artículos 25, 26 y 27, y de acuerdo con las instrucciones impartidas por el Señor Contralor General de la República Edgardo Maya Villazón, adelantó una Actuación Especial de Fiscalización que se lleva a cabo sobre el Ministerio de Minas y Energía, la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-, XM S.A. E.S.P. (Filial de ISA encargada de la gestión del mercado), y a las demás entidades competentes del sector eléctrico, con miras a evaluar la aplicación de los recursos del Cargo por Confiabilidad.

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CONTRALORÍA .,..ERAL DE LA RE f,1:30LIDA CONTRALORIA DELEGADA. SECTOR MINAS Y INERGíA

Hechos relevantes encontrados

Para la expedición de la Resolución CREG 178 de 2015, la CREG diagnóstica que el fenómeno de El Niño se ha prolongado más de lo previsto y su severidad ha superado ampliamente lo inicialmente anticipado, reduciendo de forma considerable los aportes hídricos al sistema y aumentando la necesidad de contar de forma confiable con generación térmica para satisfacer adecuadamente una mayor demanda de electricidad por parte del Sistema Interconectado Nacional.'

La misma CREG añade que a esta situación, se le han sumado una serie de factores que la ha agudizado: la caída del precio de algunos derivados del petróleo se ha reflejado en una caída sustancial y acelerada del Precio de Escasez; el cierre de la frontera con la República Bolivariana de Venezuela ha puesto presión sobre la cadena logística de suministro de combustibles líquidos, elevando los costos de transporte asociados; la cantidad disponible de gas natural para generación eléctrica ha disminuido a causa de la declinación de los campos de producción. Tanto la coyuntura climática como los factores agravantes arriba mencionados, han afectado los costos de la prestación del servicio de energía eléctrica y ponen en riesgo la disponibilidad de energía para abastecer la demanda en forma continua.

En octubre de 2015 se expide la Resolución CREG 178 mediante la cual se modifica el Precio de Escasez para que este no continúe bajando como consecuencia de la caída en los precios del Fuel Oil #6 y se fija su valor con respecto al de Octubre de 2015 (302,43 $/kW-h) hasta que las variables den para superar ese precio; esto en los siguientes 6 meses a la promulgación y prorrogables hasta que se superen las condiciones que generaron el cambio.

1 CREG; Documento D-120-2015 y Resolución CREG 178 de 2015.

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Concepto sobre el análisis efectuado

Los análisis efectuados desarrollan los resultados de la gestión en el manejo de los recursos del cargo por confiabilidad, centrada en los siguientes aspectos:

> Concepto del Cargo por Confiabilidad > Gestión de las instituciones involucradas en el Cargo por Confiabilidad > Manejo de Recursos del Cargo por Confiabilidad > Ajustes regulatorios del precio de la generación bajo condiciones críticas — Precio de

Escasez. > Incumplimientos de Obligaciones de Energía en Firme — OEF

1. Concepto del Cargo por Confiabilidad

1.1. Naturaleza del Cargo por Confiabilidad.

Tras diez años de aplicación de un primer esquema para garantizar una capacidad de generación de respaldo establecida en el artículo 23 de la Ley 143 de 19942 y denominado Cargo por Capacidad (con una asignación de cerca de US$5.000 millones3), las deficiencias tales como la inestabilidad de los resultados de la herramienta de asignación de las unidades de generación, los problemas en la definición del producto y en la remuneración de la capacidad teórica, y la exclusión del comportamiento y capacidad de pago de la demanda4; llevaron a la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- a diseñar un esquema nuevo basado en un mecanismo de mercado denominado Cargo por Confiabilidad, esquema que opera desde el primero de diciembre de 2006, conservando lo esencial del sistema de liquidación, facturación y recaudo del anterior cargo.

El Cargo por Confiabilidad se define como la remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y

2 La Comisión de Regulación de Energía y Gas con relación al servicio de electricidad tendrá entre otras, la función de 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. En el sector eléctrico, la oferta eficiente tendrá en cuenta la capacidad de generación de respaldo, la cual será valorada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, según los criterios que establezca la Unidad de Planeación Minero-Energética en el plan de expansión. 3 CREG; Documento D-038-2004; 25 de junio de 2004; página 15. 4 Propuesta para la Determinación y Asignación del Cargo por Confiabilidad en el Mercado de Energía Mayorista; Documento CREG 038 del 5 de junio de 2004.

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CONTRALORÍA cenrptat.ortía DELEGADA GENERAL GE LA REPÚBLkCA bUCTOR MINAS Y ENERGÍA

parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC5, que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme -OEF- que le fue asignada en una Subasta para la asignación de OEF's u otro mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas.6

Aunado a la remuneración del Cargo por Confiabilidad está el Precio de Escasez, el cual determina el nivel del Precio de Bolsa de Energía a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye asimismo el precio máximo al que se remunera dicha energía.'

1.2. Objetivos del Cargo por Confiabilidad

En el Documento de propuesta para la determinación y asignación del cargo por confiabilidad en el mercado de energía mayorista8, la CREG establece como propósitos del esquema los siguientes:

Que exista la suficiente capacidad de generación para abastecer la demanda futura.

Garantizar una confiabilidad en el suministro, lo cual no necesariamente se garantiza a través del mercado, dadas las imperfecciones que se presentan en su funcionamiento.

El órgano regulador desagrega el concepto de confiabilidad en dos condiciones:

✓ La primera una condición relacionada con la seguridad en la operación del sistema, está condición es de corto plazo y en esencia se refiere a la capacidad de respuesta del sistema ante eventualidades en la demanda o en la oferta.

✓ La segunda condición está relacionada con la suficiencia en el abastecimiento, que corresponde a un concepto de mediano y largo plazo, y se refiere a la capacidad del sistema de atender la demanda futura de energía del mismo.

Dado lo anterior, la CREG plantea que lo que se requiere es: i) motivar la inversión en generación de punta, logrando la estabilización de los ingresos de los generadores; tomando en consideración que en general, esta generación resulta más costosa comparada con la generación que se requiere en la operación normal del sistema, y ii)

5 Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC): 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. 6 Resolución CREG 071 de 2006; Artículo 2. 7 ibídem; artículos 2 y 4, y anexo 1 8 CREG; Documento D-038-2004; 25 de junio de 2004; página 6.

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otorgar señales de inversión para que nuevos proyectos entren a competir en el largo plazo y para que los existentes permanezcan en el mercado. Agrega la Comisión de Regulación que en la mayoría de los casos los diseños de mecanismos de pago por confiabilidad consideran la condición de largo plazo.

Finalmente en el citado documento se expone que, dadas las altas volatilidades en los precios del mercado, se genera incertidumbre que el inversionista valora como un mayor nivel de riesgo en la inversión y asimismo los usuarios prefieren no recibir una señal de precios volátil, con lo cual están dispuestos a asumir dicho costo. Por lo anterior concluye que la reducción razonable de la volatilidad, tanto desde el punto de vista de los usuarios como de los inversionistas, se constituye igualmente, en un elemento importante dentro de los propósitos del cargo.

Por su parte en el Plan Energético Nacional PEN 2006-2025 Contextos y Estrategias, se expone que con la reglamentación del Cargo por Confiabilidad se busca dar la señal necesaria para hacer sostenible la generación eléctrica a largo plazo, y por ende, para la confiabilidad y la prestación eficiente del servicio público domiciliario de electricidad; se considera que las futuras expansiones dependerán en gran medida de la percepción que tengan los agentes y nuevos inversionistas respecto a las reglas de juego determinadas en la nueva estructura del Cargo.9

En las estrategias y acciones se plantea la de establecer un mecanismo de seguimiento al resultado de la aplicación del nuevo Cargo por Confiabilidad:

✓ Como señal de expansión del sistema de generación eléctrica en Colombia. ■( Sobre las características que soportan la condición exportadora: capacidad

excedentaria y menores costos marginales respecto a los países vecinos.

La formación del precio de la generación incluye el Cargo por Confiabilidad, que de acuerdo con la nueva normatividad, fijará su precio mediante un mecanismo de mercado y debe generar las condiciones para la permanencia y entrada de los nuevos generadores requeridos por el sistema. Sin embargo, siendo el inversionista quien decide la tecnología con la que participa, quedan por verse los resultados de la aplicación del Cargo en cuanto a la tecnología de los proyectos entrantes y por lo tanto la composición del parque generador, lo cual se relaciona con otros de los objetivos de la política energética, como la diversificación de la canasta energética y el sostenimiento de costos marginales que favorezcan las exportaciones de electricidad.10

En cuanto a estrategias planteadas para la formación de precios de mercado de energía eléctrica que aseguren competitividad, está la de monitorear permanentemente las operaciones del mercado mayorista de energía eléctrica, incluyendo las subastas de

9 PEN 2006-2025 Contextos y Estrategias; diciembre de 2006; página 162. 10 ibídem; página 192.

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energía en firme relacionadas con el Cargo por Confiabilidad, a fin de recomendar acciones que conduzcan a mejorar la competitividad en este segmento de la cadena de energía eléctrica y en consecuencia a la formación de un precio eficiente."

1.3. Definición del Contrato de Confiabilidad

La participación en una subasta u otro mecanismo de asignación, establece un vínculo jurídico denominado Obligación de Energía Firme - OEF, el cual impone a una empresa generadora el deber de producir electricidad, de acuerdo con el Despacho Ideal, en una cantidad específica diaria de energía y cuando el mercado mayorista de energía se encuentre en condiciones críticas, es decir, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta obligación se mantiene durante un tiempo determinado (Período de Vigencia de la Obligación), que varía entre 1 y 20 años; dependiendo si la planta es preexistente, con mejoras o nueva.12

Una vez surtida la etapa de declaración y verificación de los parámetros de la ENFICC, y el reporte de información sobre contratos de suministro y transporte de combustible por parte de los generadores térmicos, el 22 de noviembre de cada año, el Administrador de Sistema de Intercambios Comerciales - ASIC realiza la asignación de Obligaciones de Energía Firme para el año siguiente, discriminando las OEF de cada generador.13

En caso de que la asignación sea a través de una subasta, los agentes generadores que aspiren a ser remuneradas por concepto de Cargo por Confiabilidad deben contar con su ENFICC determinada, adelantar trámites de habilitación y reportar información a la CREG.14

La Obligación de Energía Firme de un generador es exigible en cada uno de los meses, los días o las horas, según sea el caso, durante el Período de Vigencia de la Obligación.15

1.3.1. Compromisos asumidos por los agentes vinculados.

Los agentes participantes deben calcular la ENFICC, según la metodología establecida por la CREG y declarar los parámetros para su determinación. Tanto la ENFIC como los

11 ibídem; página 194. 12 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 2 13 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 86 14 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 20 y anexo 10 15 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 3

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parámetros son verificados por el Centro Nacional de Despacho - CND, con base en la información que el agente reporta a la CREG.16

Los contratos de suministro de combustibles y transporte en firme de gas natural, así como los mecanismos adicionales que emplee un agente generador para sus plantas de generación térmica, deben garantizar el respaldo de las OEF. Estos deben ser remitidos a la CREG.17

Los agentes deben pagar al Promotor de la Subasta, el valor de la Comisión de Éxito que le liquidará el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, si resultan con asignación de OEF.18

Una vez entre en operación la planta que respalda la OEF, el generador quedará sometido al cumplimiento de todas las reglas de operación y en general a toda la regulación aplicable para las plantas existentes en el Sistema Interconectado Nacional y en el Mercado Mayorista de Energía.19

El agente podrá retirarse del mercado mayorista cuando haya enajenado la planta que respalda la OEF y haya cedido al adquirente los compromisos y derechos derivados de la Obligación asignada. Un agente también puede enajenar unidades sin retirarse del mercado.2°

Cuando una unidad de generación que respalda una OEF sale del Sistema, el agente la puede retirar y reingresar al mercado mayorista, cuando haya garantizado el cumplimiento de la Obligación asignada; esto a través de los Anillos de Seguridad. Los retiros y reingresos se hacen efectivos mediante notificación y coordinación con el CND.21

El agente deberá suscribir y entregar a la CREG, las garantías exigidas según el caso dentro de los plazos estipulados. Así mismo, deberá mantener vigentes las garantías asociadas a la OEF asignada.22

Compromisos adicionales para los agentes vinculados con plantas nuevas o especiales.23

16 Resolución CREG 071 de 2006; artículos 34, 36 y 39, y anexo 3 12 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 44 18 Resolución CREG 008 de 2007; artículo 5 19 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 10 20 Resolución CREG 071 de 2006; artículos 11, 13 y Anexo 1 21 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 10 22 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 32 23 Resolución CREG 071 de 2006; artículos 7 y 8

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CONTRALORÍA COSECTOR

NTRALORIA Y DELEG

ENERGAD

IAA

Ob:Nt-RAL 01 LA CONTRALORÍA

MINAS

1. Poner en operación comercial la planta 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 S24. 3. Pagar el costo de la auditoría de cumplimiento al cronograma y curva S. El no pago de

la auditoría, da lugar a la ejecución de la garantía y la pérdida de la OEF. 4. Constituir y mantener vigente la garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la

operación comercial de las plantas y del pago de la auditoría. 5. Constituirse en Empresa de Servicios Públicos. 6. Cumplir con los requisitos de habilitación para participar en la asignación; a saber25:

■( Certificación de la UPME, de que el proyecto está inscrito en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica, mínimo en la fase 2;

✓ Certificación de la UPME, de la presentación ante esa entidad del estudio de conexión a la red de transmisión;

,7 Constituir una garantía de cumplimiento de la fecha de inicio de la operación comercial de la planta en instalación o por instalar o repotenciar con la ENFICC que se le asigne en la Subasta.

✓

Las plantas hidráulicas, deberán disponer de registros históricos, de 20 años, de caudales promedio mensual de los ríos aportantes.

✓ Cumplir los pasos previstos del Período de Precalificación de la Subasta.

Compromisos adicionales para los agentes vinculados con plantas preexistentes.26

Cumplir con los requisitos de habilitación para participar en la asignación; que consisten en:

./ Entregar la garantía que asegure que presentará el contrato de combustible para cubrir la OEF que le sea asignada en la subasta.

✓ Aportar copia de las licencias ambientales asociadas a la operación con el combustible o combustibles elegidos por el generador para respaldar su ENFICC.

✓ Cumplir los pasos previstos del Período de Precalificación de la Subasta.

1.3.2. Obligaciones de mercado mayorista

Las Obligaciones de Energía Firme son asignadas por el ASIC27, bien sea en subasta o a prorrata de la ENFICC de cada generador.28

24 Gráfica presentado por los agentes que representen comercialmente plantas y/o unidades de generación nuevas o especiales como requisito para participar en las Subastas, que muestra en la ordenada el porcentaje estimado de avance del proyecto durante el tiempo de ejecución y en la abscisa el tiempo trascurrido. Res. CREG 071 de 2006. 25 Resolución CREG 071 de 2006; artículos 20 y anexo2 26 Resolución CREG 071 de 2006; artículos 20 y anexo2

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CONTRALOR)A CONTRALORIA DELEGADA PÚICA I SECTOR MINAS Y ENERGíA

El ASIC debe expedir una certificación de la asignación de Obligaciones de Energía Firme para cada una de las plantas de generación.29

El Cargo por Confiabilidad correspondiente a todas las OEF asignadas en Subasta se pagará al Precio de Cierre de la misma; salvo en las primeras tres subastas donde la CREG fijó unos valores máximo y mínimo de remuneración."

Las OEF que se asignen a cada generador tendrán el Período de Vigencia que esté definido en las normas de la Subasta, durante el cual se paga la correspondiente remuneración prevista en esas mismas normas.31

El Precio de Escasez determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía. Este se determina y actualiza mensualmente de conformidad con la metodología establecida en la Resolución CREG 071 de 2006.32

1.3.3. Garantías

El artículo 76 de la Resolución CREG 071 de 2006, así como el anexo de la Resolución CREG 061 de 2007, establecen la constitución de las siguientes garantías:

1. Garantía por el incremento de energía firme para plantas hidráulicas. 2. Garantía por la construcción y puesta en operación, de plantas de generación nuevas

y especiales. 3. Garantía por la energía firme asociada al primer año de operación de una unidad

nueva de acuerdo con el IHF33 empleado para el cálculo de la ENFICC. 4. Garantía por el incremento futuro de ENFICC debido a la mejora en el índice IHF de

una planta. 5. Garantía de continuidad de los contratos de suministro y transporte de combustibles;

cuando su duración es inferior al Período de Vigencia de la Obligación. 6. Garantía para amparar la disponibilidad de contratos de combustible durante el

período de planeación. 7. Garantía para amparar la construcción y puesta en operación de la infraestructura

requerida para operación con combustibles líquidos.

27 Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. 28 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 25 29 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 32 38 Resolución CREG 071 de 2006; artículos 26 y 30 31 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 33 32 Resolución CREG 071 de 2006; artículos 2 y 4, y anexo 1 33 Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas.

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CONTRALORÍA CONTRALORíA DELEGADA LA PU<JA SECTOR MINAS Y ENERGÍA

1.3.4. Sanciones

Por incumplimiento del régimen de garantías

En general para cualquier agente generador que incurra en cualquier evento de incumplimiento establecido en el reglamento de garantías, se le hacen efectivas las garantías respectivas e implica la pérdida de la asignación de la OEF objeto de la misma, así como de la remuneración asociada.34

Por incumplimiento de parámetros de la ENFICC

La definición de la existencia de discrepancias entre los valores verificados de los parámetros y los reportados por los agentes, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, conlleva a la pérdida de la asignación de OEF para el Período de Vigencia de la Obligación para el cual se utilizó la información sobre parámetros entregada por los agentes. Lo anterior implica además, la cesación de los pagos por concepto de Cargo por Confiabilidad que aún no se hayan efectuado y la devolución de los pagos recibidos en la forma como lo defina la CREG.

En consecuencia, los pagos por concepto del Cargo por Confiabilidad están sometidos a condición resolutoria, consistente en que si mediante acto administrativo en firme, la CREG determina la existencia de discrepancias en los parámetros verificados, los pagos hechos sobre el correspondiente período, se tienen como pago de lo no debido.35

Por incumplimiento de disponibilidad en condiciones críticas

Cuando un generador declare para el despacho horario una disponibilidad igual a cero y la planta sea requerida por el CND para cubrir generación de seguridad y las autoridades competentes determinan que su indisponibilidad no es justificada, el agente se hace responsable por los perjuicios derivados del racionamiento causado. Esto implica además, que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios puede tomar posesión de la empresa.36

1.4. Grado de confiabilidad del sistema colombiano

La energía en firme asociada al cargo por confiabilidad o ENFICC, corresponde a la energía eléctrica que es capaz de entregar una planta de generación continuamente, en condiciones de baja hidrología, para un período de un año.

34 Resolución CREG 061 de 2007 35 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 39 36 Resolución CREG 071 de 2006; artículo 88. Ley 142 de 1994, artículo 59.1

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Confiabilidad de la atención a la demanda (2006-2015) 80.000,00

70.000,00

60.000,00

50.000,00

40.000,00

30.000,00

20.000,00

10.000,00

mos" 2007" 2006-2009 2009.2010 mm-mn 2011.1012 2012-2013 mu-mu mm-mu

• ENFICC • OEF • Demanda

CONTRALORÍA GENERAL DE LA REPÚBLfCA

CONTRALORÍA DELEGADA SECTOR MINAS Y ENERGÍA

La regulación distingue dos cálculos de la energía en firme de plantas hidráulicas. Un nivel que corresponde a la ENFICC BASE o aquella generación que es capaz de entregar la planta con 100% de probabilidad de ser superada -PSS-; y una ENFICC 95% PSS que se refiere a la generación que es capaz de entregar la planta con una probabilidad del 95%. Para las plantas térmicas no se identifican probabilidades, no obstante su ENFICC se calcula teniendo en cuenta el Índice de Indisponibilidad Histórica de Salidas Forzadas -INF-, lo que muestra que sí existe incertidumbre en la energía en firme estimada.

En términos generales, se asignan tantas OEF como sean suficientes para cubrir la Demanda Total Doméstica37 de energía, para el periodo comprendidos entre el 1 de Diciembre y el 30 de noviembre de cada año, más un porcentaje que fijará la CREG, (ver Gráfica 1).

Gráfica No 1.

Fuente: XM S.A. E.S.P.

Visto porcentualmente, los niveles de holgura o de confiabilidad en la atención de la demanda han estado por encima del 9%, es decir que desde 2006 el SIN ha contado con una cantidad de energía en firme más que suficiente para cubrir las necesidades energéticas del país. Sin embargo, respecto a la OEF contratada, esta holgura ha sido inferior e incluso negativa en el periodo 2009-2010, (ver Gráfica 2).

37 Sumatoria de los valores de la demanda doméstica de todos los comercializadores. La Demanda Total Doméstica de Energía corresponde a la proyección más reciente elaborada por la UPME para el escenario de proyección que seleccione la CREG.

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Niveles de Confiabilidad (2006-2015) 25,0%

20,0%

5,0%

10,0%

5,0%

0 JIM 2006-2007 2007-2005 2008-2009 2009-2010 2010-2011 2011-2012 2012-203.3 2013-2014 2014-2015

-5,0%

lit ENFICC vs DEMANDA SI OEF vs DEMANDA

CONTRALOR.A CONTRALORIA DELEGADA tCA 1 SECTOR MINAS Y ENERGíA

Gráfica No 2.

Fuente: XM S.A. E.S.P.; cálculos CGR.

2. Gestión de las instituciones involucradas en el Cargo por Confiabilidad.

Las Resoluciones 071 de 2006 y 061 de 2007 emitidas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (así con las demás resoluciones que las complementan), implementan la metodología para la remuneración del Cargo por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía.

2.1. Ministerio de Minas y Energía -MME-

El MME formula, adopta, dirige y coordina la política en materia de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, también coordina y hace seguimiento a todas las actividades relacionadas con el servicio público de electricidad, define los criterios para el aprovechamiento económico de las fuentes convencionales y no convencionales de energía, dentro de un manejo integral eficiente y sostenible de los recursos energéticos del país y promueve el desarrollo del uso eficiente y racional de la energía.

2.2. Unidad de Planeación Minero Energética -UPME-

Define los planes de expansión en generación y red de interconexión, los cuales deben concordar con las políticas trazadas en el Plan Nacional de Desarrollo y el Plan Energético Nacional. Además es la entidad encargada de elaborar las proyecciones de demanda objetivo, dentro de la operatividad de las subastas de energía en firme.

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2.3. Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-

Esta Comisión es la encargada del desarrollo del marco regulatorio que incentive la inversión en expansión de la capacidad de generación y transmisión en el SIN y de crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética capaz de abastecer la demanda. También le corresponde valorar la capacidad de generación de respaldo de la oferta eficiente y de establecer el Reglamento de Operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional -SIN-

En cuanto a funciones específicas para el Cargo por Confiabilidad la CREG debe:

- Escoger uno de los escenarios de proyección de Demanda Objetivo para cada uno de los meses comprendidos entre el 1 de diciembre y el 30 de noviembre del año siguiente al Período de Planeación, más un porcentaje que fijará la CREG.

- Definir el Precio de Escasez y actualizarlo mensualmente ya que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las OEF; constituye el precio máximo al que se remunera esta energía.

- Establece el Protocolo de la Subasta para la asignación de OEF, los parámetros y demás aspectos necesarios para la realización de la Subasta.

- Debe fijar mediante Resolución, la oportunidad en que el ASIC debe llevar a cabo la Subasta o el mecanismo de asignación que haga sus veces; así como el cronograma de las actividades que deben ejecutarse durante los Períodos de Precalificación y de Planeación de la Subasta.

- Tiene la potestad de modificar las normas contenidas en las resoluciones concernientes al Cargo por Confiabilidad.

- Puede verificar la disponibilidad física del combustible de una planta y debe recibir del agente un reporte de inventarios de combustible para respaldar su ENFICC, cuando la planta requiera contratos de suministro y transporte en firme de gas natural.

2.4. XM Compañía de Expertos en Mercados. (Administrador de Sistema de Intercambios Comerciales —ASIC-, Centro Nacional de Despacho -CND-)

El ASIC del Mercado de Energía Mayorista -MEM-, quien actúa como administrador de la subasta, debe adelantar, un proceso de promoción de las Subastas para la asignación de OEF y debe contratar una persona natural o jurídica que tiene, entre otras tareas, la de

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CONTRALOR ÍA OONTRALOrdA DELEGADA YÚBLtiA SEGTOR MINAS Y ENERGiA

establecer los precios de Apertura y Cierre para cada una de las rondas de la OEF de las subastas para las plantas de Generación con Períodos de Construcción Superiores al Período de Planeación -GPPS-. Posteriormente el ASIC debe expedir una certificación para cada una de las plantas y/o unidades de generación favorecidas que debe contener, entre otros, la energía asignada y el período de vigencia de la obligación asignada, el Precio de Escasez y el precio de cierre de la subasta. (Art. 32. Res 071/06).

Debe contratar la firma para la revisión de los parámetros, esta labor es propia del Centro Nacional de Despacho, quien define los Términos de Referencia; el ASIC emite notas débito por este concepto a los respectivos agentes, que son deducibles de las notas crédito de estos generadores. Ante discrepancias entre los valores verificados de los parámetros y los reportados por los agentes, el ASIC debe adoptar las medidas correspondientes.

El ASIC debe registrar los contratos de las plantas o unidades de generación térmicas que requieran combustibles diferentes a gas natural.

Para la verificación del cumplimiento de la entrega de energía firme y Liquidación, para cada una de las horas en las cuales el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez, el ASIC determina el valor de las desviaciones de las OEF para cada uno de los generadores, además de efectuar la conciliación, liquidación y facturación del Cargo por Confiabilidad.

2.5. Verificación de parámetros

El Cargo por Confiabilidad se definió como una 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.

Una vez cada agente calcula su energía en firme -ENFICC- y la reporta a la CREG, esta debe ser verificada por el CND38; esta declaración se hace por una sola vez. Así mismo, la regulación exige la verificación de cada uno de los parámetros bajo los cuales el agente midió su ENFICC.39

La declaración de ENFICC se puede modificar en los siguientes casos:

• Cuando el agente determine declarar una ENFICC distinta. • Cuando el agente tenga cambios en su planta que afecten su ENFICC en más del

10%.

38 Resolución CREG 071 de 2006; 34 y 38. 39 ibídem; artículos 39, 40 y 41, y Anexo 6.

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CONTRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLICA SECTOR MINAS Y ENERGIA CONTRALORÍA

• Cuando se realice ajustes a la información de contratos de combustible, en los casos en que estos no cubran la totalidad del Periodo de Vigencia de la Obligación - PVO.

Cuando no se realiza declaración de ENFICC, se toma como declaración la última realizada y verificada por el CND.

Estos parámetros de la ENFICC corresponden a 22 características propias de cada una de las 57 plantas receptoras del Cargo por Confiabilidad durante el periodo entre 2006 y 201540. De estos parámetros, 6 corresponden exclusivamente a plantas térmicas, 13 a hidroeléctricas, 1 para ambos tipos de recursos y 2 específicas para la central Chivor y la cadena del Bogotá; esto se detalla en la Tabla 1.

Tabla 1 Parámetros de la energía en firme del Cargo por Confiabilidad — Parámetro Tipo de agente

Cantidad de

agentes'

Periodiddad.

OEF Metodología Pruebas

1 Consumos Térmicos Específicos Netos plantas térmicas térmicos 33 NO Documental para planta en operación previa tercero; no obligatoria 2 Factores Cotice ión Plantas Hidráulica!: hidra 2,1 NO

vi

i Documental para anta en operación ter ce rno obligatoria 3 Capacidad Efectiva Neta Plantas Térmicas térmicos 33 NO Documental para planta en operación previa tercero: no obligatoria 4 Capacidad Efectiva Neta Plantas Hidráulicas hidra 24 NO • I NO 5 Volumen de Espera hidra con c:m6alse 2.2 NO Dv c,rml.avI NO A Curra Guía Mínlraa o Másíntzr hidra con embalse 22 NO Documental NO

Arcos de Generación hidra arar embalse 22 NO D<,,o..nental Ni) 9 Arcos I srArga hidra <rm nnl:vlle 22 NO Do ‹urrIcE,N11 NO 9 Arcos de Bombeo (II bid,' gen emba Le tl NO Documental NO 10 Demanda de acueducto y rleg in) hidra 3 NO Duck:mental NO 1.1 Factor de Retorno de Acueducto y Riego 7) hidra NO - I NO 12 IIIF Plantas Térmicas térmicos 33 NO Revisión de bitacoras y CND NO 13 CHI Plantas dudFaolicAs hidra 24 NO Ftee=ció bitacoras y ct,-, NO 14 Suministro de Combustibles y Transporte de Gas Natural térmicos 33 NO Documental NO 15 1017.9.112B1P1Ailta.A.HidrállilLIA5 lacho 24 NO Dociandutal o ve:Ah:ación en sitio :I :16 FNtraslea S hidra 24 NO Dactunenta I NO 17 Descargas Máximas Embalses (Aplicable a Bogotá ) (3) hidro 1 NO Documental NO 18 Capacidad Túneles (Aplicable a Chivor)(4) hidro 1 NO Documental NO .19 Almacenamiento de Combustibles térmicos 30 NO Documental NO 20 Energia contratada para cubrir mantenimientos todos 57 NO Documental NO 21. 5213 14o still I.S.S_MeditB..M111111.aleS d C.LIB..RIP,S... .L.S.IN Nihil 21 NO 01,..i<MI<Itil i NO 22 Suministro de Combustibles diferentes al Gas Natural (S) térmicos 30 NO Documental NO Fuente: Resolución CREG 071 de 2006. Resolución CREG 079 de 2006.Cálculos CGR

491

(1) Aplica para Torniné y Maña

(2) Aplica para Nare, Rio Grande y Acueducto de Bogotá

(3) Aplica a embalses de Sisga, Neusa, Tominé y Chuza, pero se registra como asociado a la planta Paraíso/Guaca (4) Aplica para los túneles para Negro-NegroRucio, Rucio-NegroRucio, NegroRucio-Esmeralda y Tunjita- Esmeralda, pero se registra como asociado a la planta Chivor. (5) Hace parte del parámetro 14, pero se asume como parámetro independiente para aquellas plantas duales • ajustado a partir de respuesta a observaciones de XM SA

La Resolución CREG 071 de 2006, establece que la contratación de la verificación de los parámetros está a cargo del CND, quien define los términos de referencia de la auditoría. La existencia de discrepancias entre los valores verificados y los reportados por los agentes, por fuera de los rangos de holgura definidos por la CREG, da lugar a que la asignación de OEF sea igual a cero para el Período de Vigencia de la Obligación para el cual se utilizó la información sobre parámetros. Lo anterior implica la cesación de los pagos de Cargo por Confiabilidad que aún no se hayan efectuado y la devolución de los pagos recibidos.

El artículo 39, de la Resolución CREG 071 de 2006, exige que se verifiquen todos los parámetros declarados por los agentes para las plantas de generación que respaldan sus OEF en el Período de Transición; dicha verificación de parámetros debe efectuarse, en lo

40 NO se incluyen las plantas que entraron a operar en fecha posterior al 1 de diciembre de 2015. La cadena Paraíso-Guaca, se tomó como una sola planta; al igual que Alto y Bajo Achicaya.

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CONTRALORÍA CONTRALOIDA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLICA I SECTOR MINAS Y ENERWA

posible, durante la Estación de Verano inmediatamente siguiente a la fecha de realización de la Subasta. Esto, dejando la realización de posteriores verificaciones a discreción de la misma CREG.

En diciembre de 2015 la compañía XM S.A. E.S.P. remite a la Contraloría General de la República los informes de auditorías de verificación de parámetros; tanto los elaborados por la firma Pricewaterhouse Coopers Asesores Gerenciales Limitada, como los de SEDIC S.A.41; esta información permite constatar la realización de 373 verificaciones, de acuerdo con los registros organizados en la Tabla del anexo 6. Algunos parámetros (IHF Plantas Térmicas, IHF Plantas Hidráulicas, Suministro de Combustibles y Transporte de Gas Natural, y Suministro de Combustibles diferentes al Gas Natural) fueron verificados en dos momentos diferentes; así mismo, los informes diferentes por Embalse, Rio o Túnel asociados a una planta se tomaron como una sola verificación. A partir de la lectura de las características de los 22 parámetros se estima que si se realiza al menos una auditoría para cada una de las plantas pertinentes, con OEF asignadas, la cantidad de verificaciones debió ser de 491, ver Tabla 4. Lo anterior permite concluir que se dejaron de auditar parámetros asociados a la ENFICC, con un presunto faltante de 180 verificaciones.

Las verificaciones se realizaron en su mayoría entre agosto de 2007 y enero de 2008. Sin embargo, de acuerdo con la información recibida, 6 parámetros (Topología Plantas Hidráulicas, Filtraciones, Descargas Máximas Embalses, Capacidad Túneles, Almacenamiento de Combustibles y Serie Histórica de Caudales Medios Mensuales de los Ríos del SIN), no fueron auditados sino hasta junio de 2010; esto a pesar de que se contaba con los procedimientos para realizar dicha verificación, aprobados por el Consejo Nacional de Operación — CNO, Acuerdo No. 396 de 2007 e incorporados a la regulación, mediante Resolución CREG 079 de 2007.

Se observó que el parámetro Energía contratada para cubrir mantenimientos, de acuerdo con la información reportada por XM S.A. E.S.P., nunca ha sido verificado; no obstante de ser exigido por la Resolución CREG 071 de 2006, contarse con la metodología para su realización y presentarse casos de salidas a mantenimiento tales como:

1. Hasta el 19 de abril estará en mantenimiento la unidad GT21 (110 kV) en Tebsa. 2. Del 3 al 5 de abril se tiene mantenimiento de emergencia sobre la unidad 2 de

Termozipa. 3. Hasta el 27 de marzo estará fuera de servicio un grupo de Pagua por mantenimiento

preventivo. 4. Por mantenimiento, del 05 al 07 de marzo estará fuera de servicio la planta Flores I. 5. Indisponibilidad térmica por mantenimiento: unidad GT22 (110 kV) en Tebsa (hasta

marzo 15), Tasajero 2 (hasta marzo 20), Termocentro (hasta febrero 28), Flores IV (hasta marzo 2).

41 Mediante comunicaciones con radicados CGR2016ER0001474; CGR2016ER0000836.

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CONTRALORÍA COCTO MINAS

ELEGAD GENERAL DE LA REPÚBLICA 1 SER MINAS YD ENERGiAA

6. Indisponibilidad térmica por mantenimiento (MTTO): unidad GT22 (110 kV) en Tebsa (febrero 11 a marzo 5), Tasajero 2 (febrero 11 a marzo 20).

7. Mantenimientos gas: (06:00 horas de febrero 18 - 24:00 horas de febrero 19) mantenimiento en la Creciente con posible afectación de entregas a Tebsa y Proeléctrica. (18:00 horas de febrero 20 - 12:00 horas de febrero 21) mantenimiento en el campo Cupiagua afectando entregas a Termocentro.

A partir de la información reportada por XM S.A. E.S.P., se destacan los siguientes casos en los que se presentó discrepancias y en donde la posterior revisión del parámetro fue realizada, más de un año posterior al presunto incumplimiento en junio de 2010, o no se realizó:

> Generador Prado, de la Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P.: La auditoría, en informe de enero 14 de 2008, se abstiene de concluir respecto al parámetro Factores de Conversión Plantas Hidráulicas, sin que XM S.A. E.S.P. reporte posterior verificación.

> Generador Prado, de la Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P.: El informe de auditoría, del 10 de enero de 2008, concluye que existe discrepancia en el parámetro IHF Plantas Hidráulicas, con verificación posterior en junio de 2010.

> Generador Esmeralda, de Empresas Públicas de Medellín S.A. E.S.P.: El informe de la auditoría del 6 de diciembre de 2007 concluye que existe discrepancia en el parámetro IHF Plantas Hidráulicas, con verificación posterior en junio de 2010.

> Generador Termodorada 1, de Empresas Públicas de Medellín S.A. E.S.P.: El informe de la auditoría del 6 de diciembre de 2007 concluye que existe discrepancia en el parámetro IHF Plantas Térmicas, con verificación posterior en junio de 2010.

> Generadores Termocandelaria 1 y 2, de Termocandelaria S.C.A. E.S.P.: El informe de la auditoría de junio de 2010 y expone sobre el parámetro Suministro de Combustibles diferentes al Gas Natural, que el contrato de suministro está vigente hasta noviembre 30 de 2013, sin que XM S.A. E.S.P. reporte posterior verificación.

> Generador Tasajero 1, de Termotasajero S.A. E.S.P.: El informe de la auditoría de junio de 2010 y expone sobre el parámetro Almacenamiento de Combustibles, que no se pudo verificar el parámetro por falta de información; esto sin que XM S.A. E.S.P. reporte una posterior verificación.

3. Manejo de Recursos del Cargo por Confiabilidad.

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CONTRALORÍA GENERAL DE LA FIEHUOLtCA


La regulación referente al Cargo por Confiabilidad es ambigua, al no establecer claramente cuál debe ser la destinación de estos recursos por parte de las empresas. Sin embargo, si nos remitimos a la definición a la Resolución 071 de 2006 donde señala que este Cargo es una "remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación", se puede considerar que debería destinarse a la inversión en construcción y mantenimiento de los activos comprometidos para generar energía, una vez sean requeridas por el sistema".

Bajo esta premisa, se presentará la importancia que tienen estos recursos dentro de las finanzas de las empresas, confrontarlos con los resultados operacionales durante los años en que ha operado este esquema. Se considera de gran importancia establecer qué tipo de compañías han desarrollado nuevos proyectos de ampliación de oferta, esto aparte de las inversiones y mantenimientos en las unidades y equipos existentes".

Para establecer el empleo que se le están dando a estos recursos, la CGR realizó un ejercicio de revisión de las inversiones y demás usos potenciales solicitando información financiera y operativa a las empresas generadoras más representativas. Este requerimiento fue atendido únicamente por:

• Empresas Públicas de Medellín S.A. E.S.P. • AES Chivor & CIA. S.C.A. E.S.P. • Empresa Urrá S.A. E.S.P. • Ternnocandelaria S.C.A. E.S.P. • TermoemCali S.A. E.S.P. • Gecelca S.A. E.S.P. • Proeléctrica S.C.A. E.S.P. • Isagen S.A. E.S.P.

Por otra parte, las empresas que no atendieron la solicitud de la CGR fueron:

• Emgesa S.A. E.S.P. • Zona Franca Celsia S.A. E.S.P. • EPSA S.A. E.S.P. • Gensa S.A. E.S.P. • Ternnotasajero S.A. E.S.P. • Termoyopal Generación 2 S.A.S. E.S.P. • Poliobras S.A. E.S.P.

42 Igualmente en estudios previos realizados por el ente regulador , se había manifestado que uno de los objetivos implícitos en el desarrollo del Cargo por Confiabilidad, como esquema de incentivos para las empresas, era estabilizar los ingresos de los agentes y también hacer viable las inversiones en recursos de generación que permitieran atender la demanda en condiciones críticas. n Según la información disponible y aportada por las empresas. EPM S.A. E.S.P., URRA S.A. E.S.P., CHIVOR S.A. E.S.P., TERMOCANDELARIA S.C.A. E.S.P., TERMOEMCALI S.A. E.S.P. y GECELCA S.A. E.S.P.

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G. Térmica, ciclo combinado

wa G. hidmilita, térmica

11 G. Hidraúlica

G. Térmica

Subtidies

CARGO POR CONFIAII/LIOAG

'fetal facturado por losernpreen.

Millones de pesas

■2G15 A 2E14

112TMENAMenta.5.5.A..E.S.R.

2014 2015

CARGO POR CONFIABILIDAD &222

E.

2.352.2■1

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CA. SCA, LE

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•ffloas.

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DtSTRIRUCtÓN POR TIPO DE

EMPRESA

2015

CONTRALORÍA GENERAL. LE LA REPÚBLiCA

CONTRALORÍA DELEGADA SECTOR MINAS Y ENERGIA

3.1. El Cargo por Confiabilidad dentro de la operación e inversión de las empresas.

Los recursos obtenidos por cuenta del Cargo por Confiabilidad se registran bajo la categoría de ingresos. Dentro del flujo de efectivo, hacen parte de las actividades de operación de tal manera que si la utilidad neta es positiva, este efectivo puede costear las actividades de operación deficitarias y las actividades de inversión como los aumentos de activos fijos o intangibles. Caso contrario, cuando la utilidad neta es negativa, este resultado reduce el efectivo disponible para las inversión.

Gráfico 3. Infografía del Cargo por Confiabilidad.

Fuente: XM S.A.

El Gráfico 3 muestra tres balances; los recursos de subsidios, el cargo por confiabilidad, y el total facturado a los usuarios finales para los años 2014 y 2015; la distribución del cargo por confiabilidad por empresa durante los años 2014 y 2015; y por último la distribución del Cargo por tipo de empresa, según sus recursos de generación para 2015.

El primer balance muestra el total facturado por las empresas del sector en los años 2014 y 2015 y los subsidios causados en el mismo periodo", igualmente se relacionan los recursos liquidados por Cargo por Confiabilidad, los cuales hacen parte del componente de "R" Restricciones de la fórmula tarifaria y que tuvieron un incremento del 44% entre 2014 y 2015. Esta variación está explicada, principalmente, por el incremento de las proyecciones de demanda y por la tendencia creciente de la Tasa Representativa de Mercado, al ser tasados en Dólares.

3.1.1. Empresas con plantas mayoritariamente hídricas

44 Los subsidios para 2015 es cifra proyectada.

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 sep-15

2.000.000

1.500.000

1.000.000

500.000 .•.•••• .... ...........

....................... x ............

CONTRALORIA CONTRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA RepÚBLFCA I SECTOR MINAS Y ENERGIA

Empresas Públicas de Medellín S.A. E.S.P.

Es la empresa de propiedad estatal con mayor capacidad instalada con 3.550 MW (84% hídrica) y que recibió recursos por $ 3,781 billones entre 2006 y 201545. Cabe destacar que EPM es una de las compañías de mayor solidez en el país y en la actualidad es el promotor de la Hidroeléctrica Ituango que una vez culminada en 2019, será la planta con mayor capacidad del SIN (2.400 MW).

Tabla 3. Indicadores financieros promedio 2006-2015. Variación de los Ingresos operacionales

,08%

7

Margen Bruto 58% Margen Neto 33% Cargo por Confiabilidad (CC)/Capital de Trabajo (CT)

46%

CC/Inversión 54%

Fuente: Estados Financieros de EPM S.A. E.S.P.

El crecimiento de los Ingresos Operacionales durante el periodo observado ha sido, en promedio, del 7% y su Margen Bruto del 58%. Asimismo una Utilidad Neta cercana el 33%, muestra que la empresa tiene unas buenas gestión financiera y manejo de sus gastos.

A pesar de ser la empresa que más recibe Cargo por Confiabilidad, este recurso representa el 46% del Capital de Trabajo, es decir, los recursos disponibles de la empresa para solventar sus deudas en un periodo no mayor al año y financiar los costos de su operación.

Gráfico 4. Gastos en Inversión.

Inversión y Cargo por Confiabilidad.

--O—Inversión en Generación —0—Cargo por Confiabilidad

Fuente: Estados Financieros de EPM S.A. E.S.P.

45 La oferta de respaldo la aporta a través de 11 plantas, la mayoría son hidráulicas pero también participan térmicas.

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CONTRALORÍA CONTRALORfA oeLsoADA GENERAL DE LA REPÚBLICA SECTOR MINAS Y ENERGIA

En cuanto a la inversión, en el año 2010 se inaugura la central Porce III con una capacidad de 660 MW y un costo de USD 1.300 millones. Aun cuando la inversión en la actividad de generación había descendido en los años 2011 y 2012, esta presenta una tendencia creciente y aumenta considerablemente entre el 2013 y el 2015, ver Gráfico 4. La principal razón es la construcción de Hidroituango, proyecto sobre el cual EPM retoma el control en 201346. En valores agregados, el Cargo por Confiabilidad representa el 54% de los $ 7,237 billones de inversión de la empresa47. Dentro de su estructura financiera el Cargo por Confiabilidad representa en promedio sólo el 17% de sus Ingresos Operacionales

Gráfico 5. Indicadores financieros agregados 2006-201548.

Índices Financieros vs Cargo por Confiabilidad.

(2006-2015)

Millo

ne

s de p

eso

s

25.000.000

20.000.000

15.000.000

10.000.000

5.000.000

Ingresos Utilidad Bruta Costos Utilidad Neta Inversión en Cargo por Capital de operacionales Operacionales Generación Confiabilidad trabajo

Fuente: Estados Financieros EPM S.A. E.S.P. Precios constantes 2008.

Urrá S.A. E.S.P.

Esta generadora que pertenece el 99% a la Nación, cuenta con la Central Hidroeléctrica Urrá I cuya capacidad instalada es de 340 MW y sus ingresos por Cargo por Confiabilidad ascienden a $ 192.700 millones, entre 2006 y 2015.

Durante el tiempo de existencia del Cargo por Confiabilidad Urra S.A. ha tenido un crecimiento promedio del 4,3% en sus ingresos y un Margen Bruto promedio del 28%. En cuanto a su rentabilidad neta, el promedio para el periodo indica que ha presentado problemas en su gestión financiera debido principalmente a los altos servicios de la deuda

46 El proyecto Porce IV de 400 MW que fue favorecido en la subasta de 2008, iba a ser emprendido por esta empresa pero tuvo problemas que inviabilizaron su desarrollo. 47 No se incluyó el valor de las inversiones en generación para el año 2013 por no tenerse el dato exacto para esta actividad. 48 Los diez años de vigencia del cargo.

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CONTRALORÍA I CONTRALORIA DELEGADA ENLRAL DE LA REA>1.513LICA SECTOR MINAS Y ENERGiA

contraída con entidades gubernamentales y a que en 2015 el Cargo representó sólo el 9% de los ingresos operacionales".

Pese a que a partir de 2009 el indicador de capital de trabajo mejora, el Cargo por Confiabilidad lo financia en un 26%; vale aclarar que un déficit recurrente de esta cifra compromete la financiación de la operación de la empresa en el corto plazo y obliga a buscar recursos mediante la liquidación de activos, el endeudamiento o la capitalización de la empresa50. Adicionalmente, relacionando el Cargo por Confiabilidad con los costos fijos de Urrá S.A., este cubre el 63%.

Tabla 4. indicadores financieros promedio 2006-2015 Variación de los Ingresos operacionales 4,3% Margen Bruto 28% Margen Neto -10% CC/Costos fijos 63%

Fuente: Estados Financieros de Urra S.A. E.S.P.

Visto desde el objetivo de que los recursos del esquema viabilicen las inversiones51, tenemos que la inversión técnica representa el 28% del Cargo por Confiabilidad pero a su vez, estos ingresos sólo cubren el 55% de los gastos totales de inversión de la empresa, ya que esta presenta un valor alto en este rubro, constituido principalmente por la inversión en comunidades indígenas52.

49 La capitalización en Urrá S.A. E.S.P.- por parte de la Nación - Ministerio de Hacienda y Crédito Público, del valor de la deuda que la Nación ha atendido en desarrollo de la garantía otorgada para créditos externos a cargo de Urrá. La compañía registra como operaciones de crédito público, la deuda que se originó por los pagos efectuados por la Nación a la banca nacional e internacional por cuenta del servicio de la deuda. Este pasivo comprometió la disponibilidad de capital de trabajo para las operaciones de la compañía, especialmente en los años 2006, 2007 y 2008. Para los años 2014 y 2015 el capital de trabajo ha sido positivo y es equivalente a $ 28,2 mil millones. Este pasivo comprometió la disponibilidad de capital de trabajo para las operaciones de la compañía, especialmente en los años 2006, 2007 y 2008. Para los años 2014 y 2015 el capital de trabajo ha sido positivo y es equivalente a $ 28,2 mil millones. 50 En diciembre de 2008 el gobierno expide el Decreto No. 4579, donde se autoriza el capital de la empresa hasta por $1,21 billones. Adicionalmente, en diciembre de 2009 se suscribe un acuerdo que reestructura la deuda. Entre 2009 y 2015 los recursos para capital de trabajo fueron deficitarios en $36.000 millones. 51 Documento CREG 038 de 2004. Página 6. 52 Sentencia T-652/98.

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Gastos de Inversión y Cargo por Confiabilidad

60.000

40.000 •

20.000 eas•

410 %ID

«os+ mal cm wer Mill

ones

de

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....... • • • •

Imre/516n técnica

Cargo por Confiabilidad

Gastos de inversión

CONTRALORÍA CNTRALORIA GENERAL DE LA REPÚBLICA I SECTOR MINAS Y

DELEGADA ENERGiA

Gráfico 6. Indicadores financieros agregados (millones de pesos).

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 sep-15

Fuente: Informes de Ejecución Presupuestal Urrá S.A. 2006-2015.

Finalmente, advirtiendo los indicadores agregados de ingresos operacionales, costos de ventas, utilidad tanto bruta como neta y capital de trabajo, se observa que, dadas las particularidades de los pasivos y el plan de inversiones de Urrá, el Cargo por Confiabilidad sólo supera a la utilidad neta y al capital de trabajo del periodo.

Gráfico 7. Indicadores financieros agregados 2006-2015.


4.000.000 (2006-2015)

2.000.000 111 1111 ditaV ME, 41111■ AMI`

c 9

-2.000.000

-4.000.000

-6.000.000

'Operacionales Ventas Confiabilidad Ca Ingresos Costo de Utilidad Bruta Costos fijos Cargo por Utilidad Neta Ca

Fuente: Estados Financieros Urrá S.A. E.S.P. Precios constantes 2008.

Chivor S.A. E.S.P.

Empresa a la cual pertenece la Central Hidroeléctrica de Chivor, cuenta con una capacidad instalada de 1.000 MW por la cual ha recibido $ 830.900 millones del Cargo por Confiabilidad.

Tabla 5. Indicadores financieros promedio 2006-2015 Variación de los Ingresos operacionales 8,2% Margen Bruto 49% Margen Neto 26% CC/Costos fijos 4,3 CC/Inversión PPE 8,8 CC/Costos fijos 4- Van Propiedad, planta y Equipo

1,4

Fuente: Estados Financieros de Chivor S.A. E.S.P.

La gestión operativa y financiera de la empresa arroja unos márgenes de rentabilidad atractivos, comparado con las empresas del sector; para Chivor los ingresos por cuenta

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CONTRALORÍA GENERAL RE LA RE.PÚBLICA


del Cargo por Confiabilidad cubren ampliamente sus costos fijos y las inversiones en el proyecto Tunjita que consiste en una Pequeña Central Hidroeléctrica -PCH- de 19,8 MW y que entrará en operación en 2016. Las inversiones53 realizadas por la empresa representan el 12% de los ingresos por el cargo, contrario ocurre con el capital de trabajo para el periodo, el cual fue inferior supliéndolo en el 60%.

Gráfico 8. Indicadores financieros agregados.

Índices Financieros vs Cargo por Confiabilidad. (2006-2015)

10.000.000

8.000.000

6.000.000

4.000.000

2.000.000

Ingresos Utilidad Bruta Costos Utilidad Neta Capital de Cargo por Inversión Costos fijos Operacionales variables trabajo Confiabilidad

Fuente: Estados Financieros Chivor S.A. E.S.P. Precios constantes 2008.

El Cargo por Confiabilidad aun cuando es parte de los ingresos de la empresa, no es tan representativo ya que las ventas de energía en contratos y bolsa son las actividades que le generan mayor caja dejando a dichos recursos la posibilidad de ser empleados en cubrir otros costos diferentes de operación e inversiones.

3.1.2. Empresas con activos de generación térmicos

Termocandelaria S.C.A. E.S.P.

Su objeto social es la generación y comercialización de energía en el MEM, cuenta con unos activos de generación compuestos por dos turbogeneradores Westinghouse 501 FC de 157 MW cada una, que funcionan a gas natural operando en ciclo abierto. Los recursos recibidos por el Cargo por Confiabilidad son aproximadamente $698.300 millones. Uno de los costos más importantes de esta planta es el arriendo de los equipos necesarios para la conversión de las unidades de gas a Fuel Oil No 2; esta gestión hace parte del Leasing de planta y equipo para operar la planta y su costo representa cerca del 50% de los ingresos por el Cargo.

53 Medida como las inversiones realizadas en propiedad, planta y equipo.

Mill

ones

de p

esos

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CONTRALORÍA I CONTRALORiA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLiCA SECTOR MINAS Y ENERGIA

Tabla 6. Indicadores financieros promedio 2006-2015. Variación de los Ingresos operacionales 1,9% Margen Bruto 5% Margen Neto -2% CC/Costos fijos 104% CC/Inversión 149% CC/Mantenimientos 1791% CC/Inversión+Mantenimientos 137% CC/Capital de trabajo 3958%

Fuente: Estados Financieros de Termocandelaria S.C.A. E.S.P.54

Los ingresos operacionales de esta empresa tienen dos fuentes principales, las ventas de energía en bolsa y el Cargo por Confiabilidad. En este sentido, afronta no sólo el riesgo de precios y disponibilidad en combustibles, sino la alta dependencia de los ingresos del Cargo (cerca del 63%), principalmente en los periodos de alta hidrología donde sus precios de oferta no son competitivos en el mercado. Los resultados operacionales muestran que el crecimiento promedio de sus ingresos es de 1,9%, muy por debajo del ritmo de crecimiento de las generadoras hidráulicas mostradas anteriormente, el margen bruto medio tan sólo es del 5% y el resultado del ejercicio agregado para estos últimos diez años es negativo.

El Cargo por Confiabilidad ha financiado ampliamente las inversiones realizadas en el periodo a razón de $1,37 millones por millón invertido. En cuanto al capital de trabajo el cargo puede costearlo ampliamente ya que en todo el periodo sólo pesa el 2,5%, por lo cual cubre las necesidades de corto plazo y facilita la operación anual del negocio. Ahora bien, si se suman las inversiones del periodo junto con el capital de trabajo se observa que consumen el 70% del cargo.

Para el caso de Termocandelaria, los recursos del Cargo por Confiabilidad suplen en justa medida sus costos fijos y cubren ampliamente los gastos asociados a la inversión y al mantenimiento de los equipos.

54 Diagnóstico de la Prestación del Servicio de Energía Eléctrica. Termocandelaria Sociedad en Comandita por Acciones Empresa de Servicios Públicos. Periodo 2014-2015 Superintendencia Delegada para Energía y Gas Dirección Técnica de Gestión de Energía. Bogotá, Diciembre de 2015

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Gráfico 9. Indicadores financieros agregados.


(2006-2015)

CL

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

CONTRALORÍA CON'TRALORiA DELEGADA GENI-MAL DE LA Ft 13L tCA SECTOR MINAS Y eNERGiA

Ingresos Cargo por Costos Fijos Inversiones Utilidad Bruta Mantenimientos Capital de Utilidad Neta T Operacionales Confiabilidad rabajo

Fuente: Estados Financieros Chivor S.A. E.S.P. Precios constantes 2008.

Termoemcali S.A. E.S.P.

Esta generadora térmica de capital privado cuenta con una planta de ciclo combinado y una capacidad neta de 229 MW operando a gas, y otra de 213 MW que opera con Fuel Oil No 2.

Gráfico 10.

Ingresos Operacionales

300.000

200.000

100.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Fuente: Estados de Resultados Termoemcali 2006-2015.

Aun cuando los márgenes de rentabilidad son favorables, los ingresos operacionales han venido decreciendo desde 2013. Además de vender energía, esta empresa participa en el negocio de gas y ha ido incrementando su dependencia a los ingresos del Cargo por Confiabilidad. En la actualidad, a nivel agregado, Termoemcali depende en un 50% de estos recursos, pero en los dos últimos años la importancia supera el 80%.

Tabla 7. Indicadores financieros promedio 2006-2015. Variación de los Ingresos operacionales

-6,9%

Margen Bruto 36% Margen Neto 11% CC/Operación y mantenimiento 905% CC/Capital de trabajo 141% CC/OyM+Capital de trabajo 122%

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CONTRALORÍA CONTRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLICA t SECTOR MINAS Y ENEROIA


Los ingresos por el Cargo por Confiabilidad, permiten cubrir en un 905% los costos incurridos por la operación y mantenimiento de las unidades, adicionalmente el capital de trabajo con el cual permite atender sus compromisos inmediatos para cada año de ejercicio también puede ser financiado por estos ingresos en un 41%; a su vez, si agregáramos estas dos cuentas en un mismo rubro, el cargo los financiaría en un 122%. Gráfico 11


2.000.000

1.000.000 111 dEP Anw Ingresos Costo de Ventas Utilidad Bruta Cargo por Capital de Utilidad Neta Operación y

Operacionales Confiabilidad trabajo Neto mantenimiento


Gecelca S.A. E.S.P.

Es una empresa de propiedad de la Nación que tiene varios activos de generación térmica en el norte del país y que desde 2006 ha desarrollado dos proyectos. El primero es Gecelca 3, planta a carbón de 150 MW, el cual fue inaugurado en septiembre de 2015 y Gecelca 3.2 con 250 MW, que debía entrar a operar a finales de 2015 y cuyos de costos de construcción proyectados ascienden a USD236 millones y USD430 millones, respectivamente55. Sus ingresos por Cargo de Confiabilidad ascienden a $2,6 billones.

Tabla 8. Indicadores financieros promedio 2006-2015. Variación de los Ingresos

operacionales 5,4%

Margen Bruto 9%

Margen Neto 5%

Inversiones (Var. Propiedad, planta

y equipo) 824%

CC/Capital de trabajo 103%

Fuente: Estados de Resultados Gecelca 2006-2015.

55 Estos dos proyectos para la fecha de corte de este informe no cuentan como activos de la empresa, además que estos dos proyectos figuran como propiedad Gecelca 3 SAS. E.S.P., por lo que se tendrá en cuenta como inversiones las variaciones en la Propiedad, Planta y Equipo constituida como novedades en las plantas de generación y equipos, maquinaria, edificios y terrenos.

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CONTRALORÍA GENERAL_ DE LA REPÚBLICA

CONTRALORA DELEGADA SECTOR MINAS Y ENERGÍA

Gecelca S.A. es una compañía que se constituyó en 2006 y que entra en plena operación en 2007, la tasa de crecimiento de sus ingresos es del 5%, pero sus márgenes bruto y neto están por debajo de 10%. Los altos costos operativos están constituidos principalmente por la compra y transporte de combustible y los contratos de compra de energía y potencia.

Gráfico 12


12.000.000

10.000.000

8.000.000

6.000.000

4.000.000

2.000.000

Ingresos Costo de Ventas Cargo por Capital de trabajo

Utilidad Bruta Operacionales Confiabilidad

Fuente: Estados de Resultados Gecelca 2006-2016.

Utilidad Neta

Inversiones

En promedio, el Cargo por Confiabilidad, constituye el 25% de los ingresos de Gecelca ya que los más representativos son la venta de energía a empresas del sector, venta de energía en bolsa y venta a usuarios no regulados.

En cuanto al cargo como fuente de recursos para las inversiones, limitándonos al rubro Propiedad, planta y equipo, este las ha financiado en un 824% lo que muestra un margen muy amplio. Con respecto al capital de trabajo, el margen es más estrecho, donde los ingresos del Cargo por Confiabilidad sólo supera en un 3% a los recursos de operación de corto plazo.

4. Ajustes regulatorios del precio de la generación bajo condiciones críticas — Precio de Escasez.

La Resolución CREG 071 de 2006 puntualiza al Precio de Escasez -PE- como el valor definido por la CREG y actualizado mensualmente, que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera la energía comprometida.

4.1. Fundamentos del PE

Los fundamentos para la utilización del PE asociado a las obligaciones de energía en firme adquiridas se resumen y analizan a continuación (CREG, 2006):

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CONTRALORÍA CONTRALOYdA DELEGADA GENERAL DE LA REPCN3LiCA SECTOR MINAS Y ENERGiA

Mitigación del poder de mercado en la bolsa de energía al establecer éste como el precio máximo al cual es remunerado un generador que tiene obligaciones de energía firme. En condiciones de escasez todas las obligaciones se despachan a este precio tope y por lo tanto nadie puede aprovecharse del desequilibrio de oferta y demanda para ejercer poder de mercado.

Brinda cubrimiento a la demanda contra precios altos: la existencia del precio de ejercicio protege a la demanda contra precios altos, al tiempo que permite una remuneración suficiente de la inversión y los costos de operación cuando están acompañados del pago de una prima. Este fundamento se cumple y ha protegido a la demanda durante el actual Niño. Sin embargo, no parece ser una remuneración suficiente, por lo cual la CREG expidió la resoluciones 070 de 2014 y 178 de 2015. Las plantas térmicas se han quejado del PE desde su implementación y del posible error que cometió la CREG al considerar como la planta más ineficiente a Termobarranca; pues las condiciones de operación críticas fueron alineadas con el mercado del Fuel Oil #6 y en el mercado colombiano el combustible más crítico es el Fuel Oil #2.

Mecanismo transparente y confiable para la determinación de la existencia o no de condiciones críticas. Sí ha expuesto las condiciones críticas al ser superado por el Precio de Bolsa de manera permanente desde septiembre de 2015.

Disminuye el riesgo regulatorio y político (estabilidad del mercado). No se ha necesitado aumentar el precio de la energía para la demanda. El PE garantiza que los precios sólo sean observados por los generadores, sin embargo ha creado incentivos (riesgo moral) para no ahorrar agua en condiciones críticas.

Reciprocidad — Incentivos. El generador no sólo adquiere la obligación de disponer de la energía firme requerida, sino adicionalmente se compromete a entregarla a un precio máximo previamente establecido. El PE determina el incentivo que penaliza al generador que no dispone de la energía comprometida obligándolo a comprar a precio de bolsa, sin límite, en el mercado de corto plazo. A su vez premia al generador que puede ofrecer más energía de la comprometida en las condiciones de escasez y paga lo justo al que cumple el compromiso. Si se presenta un racionamiento, permite identificar claramente si éste es debido al incumplimiento del compromiso de un generador y permite asignar las responsabilidades y penalizaciones al incumplido. Ad portas de un racionamiento debe ser claro cuáles son los generadores responsables y los que se penalizan en caso de llegarse a uno. Los grandes incentivos están para las hidráulicas que pueden vender a las térmicas a precio de bolsa, a riesgo de acabar con el recurso hídrico. Las térmicas pueden no encontrar incentivos si el PE está por debajo de sus costos variables, llegando algunas incluso a amenazar con entregar la operación al Estado dada la insostenibilidad de sus costos.

Disminuye incertidumbre en la estimación de ingresos de los agentes. Esto funciona porque se tiene claro el PE en el momento de vincularse en el negocio que representa el Cargo por Confiabilidad, pero no necesariamente a futuro, dado que está atado a las variaciones del Fuel Oil; cuando este precio bajó, la CREG tuvo que intervenir para mantenerlo artificialmente. La incertidumbre será principalmente para la demanda atendida por comercializadores que acudan a bolsa y no se hayan cubierto con contratos a largo plazo.

Página No 33

CONTRALORÍA CONTRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚGLICA SECTOR MINAS Y ENERGiA

Asignación adecuada del riesgo a quien lo puede administrar. Este fundamento es discutible a la luz de la actual coyuntura. Si bien sólo se ha intervenido a Termocandelaria, puede haber otras térmicas en riesgo financiero al no tener liquidez para cubrir sus costos en el escenario de escasez.

Bajo costo de verificación. Sí se ha cumplido este fundamento del PE.

El PE no interfiere con la operación normal del mercado de contratos de largo plazo y de la bolsa de energía. Sí se ha cumplido, en la medida en que los despachos por confiabilidad se articulan con las demás transacciones del mercado.

4.2. Cálculo del PE

Aún se aplica el cálculo definido en 2006 aunque tuvo modificaciones en sus componentes, principalmente por condiciones críticas durante el actual fenómeno del Niño. Con la Resolución CREG 178 de 2015 se modifica el PE para que no continúe bajando como consecuencia de la caída en los precios del Fuel Oil #6 y se fija con respecto al de Octubre de 2015 (302.43 $/kW-h) hasta que las variables den para superar ese precio.

El PE se calcula tomando 3 variables, las cuales reflejan los costos de la planta térmica más costosa que opera con combustible líquido Fuel Oil (Termobarranca).

PEm = P4 + OCVm + COMm

Donde PEc„ es el Precio de Escasez Parte Combustible ($/kW-h) con un valor para junio de 2006 de US$ 101,6 dólares/MW-h, y que se actualiza mensualmente de acuerdo con el numeral 1.4.1 del anexo 1 de la resolución 071 de 2006. Este parámetro cambió su indexación con la Resolución CREG 070-2014 para disminuir el rezago entre los precios de mercado de combustibles y el cálculo que se hacía hasta el momento.

COMm es la parte variable del costo de operación y mantenimiento para el mes m, expresado en pesos por kilovatio hora ($/KW-h), y fijado en $10,667/kW-h de junio de 2006. Este costo se actualiza mensualmente, con la variación mensual del IPC y no ha tenido cambios.

OCV,: Suma de los siguientes costos variables asociados al SIN calculados por el ASIC y expresados en pesos por kilovatio hora ($/kW-h): i) CEE56 o CERE57, según el caso, ii) FAZNI68, iii) Aportes Ley 99 de 1993 y iv) el valor total del servicio de AGC59 del último mes con facturación dividido por la demanda de energía de ese mes. Se modificó la definición del OCV con la Resolución CREG 207-2015 incluyendo descontar al AGC la parte correspondiente a los alivios por reconciliación negativa según se define en el artículo 3 de la Resolución CREG 063-2000.

56 Costo Equivalente en Energía. 57 Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad. 58 Fondo de apoyo financiero para la energización de las zonas no interconectadas. 59 Automatic Generation Control.

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CONTRALORÍA CONTRALOR{A DELEGADA GENERAL DE LA REPCIE3LICA 1 SECTOR MINAS Y ENERGÍA

Gráfico 11. Línea de tiempo del PE

Cr Presentación

D-CREG 043 el PE y

Res. 071:

■ y su

Cramton

CxC: Se define sus beneficios

Se establece el PE forma de cálculo y actualización

D-CREG 047: Se determina que NO es necesario

cambiar el PE

if Res. 085: Normas sobre

disponibilidad de combustibles

Res. 178: Modifica de PE y crea generadores

Res. 070: Modifica actualización del PE parte

combustible para disminuir rezago

e

el cálculo Opción para con líquidos

PE = 302,43 57 S/KWh

e~e09 o,̀ olo Q13 w og, 05 SO 09 keY c,e9 .2.so"1" ,d4" oas &c.

N.Q. -)5`" „tse ke.so"

'11'' .0 11' 11 "55 qz,'Q cP- t.so`r oa`k

'55 &c.

Fuente: CGR con datos CREG. D: Documento; Res: Resolución.

Adicionalmente al esquema ya descrito, y en vista de las condiciones críticas que pueden afectar las finanzas de los generadores térmicos, la Resolución 178 de 2015 tiene una opción para plantas que operen con combustibles líquidos y que consiste en subir el PE a estos agentes mediante un ajuste donde se les paga ese precio superior si están generando con combustibles líquidos, si tienen OEF asignadas, se hayan acogido a la medida por escrito y aplica sólo mientras operan las plantas. En promedio el PE se eleva a $470/kW-h; precio que según los generadores térmicos agremiados en Andeg, aún es insuficiente para cubrir la generación con diesel y en algunos casos con gas.

Los componentes del PE se distribuyen aproximadamente como se muestra en el Gráfico 14. Se puede apreciar que el principal componente es el Precio de Escasez parte combustible (PEc) que está ligado a las variaciones del Fuel Oil # 6 (F06).

Página No 35

400 Costo

Mantenimiento y Costo

O perartóll-COM: Malatenimientay Operación COM;

300 -

250

200 -

150 -

100 -

50 -

o 2007 2016

350 1 5 24

15,53

CONTRALORÍA CONTRALORÍA DELEGADA GENERAL DEE LA REPÚBLICA SECTOR MINAS Y ENERGIA

Gráfico 12 Componentes Precio de Escasez (2007 vs 2016)

Fuente: CGR con datos de XM a Febrero de 2016

4.3. Mercado de Combustibles

De la generación actual de energía, el 29,3% está en manos de las térmicas y los combustibles para generar energía, en orden de importancia son gas y carbón. Como alternos están los combustibles líquidos como el Acpm (también conocido como Fuel Oil #2), Combustóleo (Fuel Oil #6) y Jet o Queroseno.

Cuando se definieron los parámetros del Cargo por Confiabilidad (Resolución 071 de 2006) el PE quedó atado a la variación del F06, por ser el de uso para la térmica menos eficiente y porque la CREG consideró que existe una relación directa entre los precios de F06 y los precios de energía (D-CREG 043 de 2006). Sin embargo la correlación entre ambas variables muestra que menos del 50% de los precios de bolsa pueden ser atribuibles al F06 y que por lo tanto, elegir este combustible como base principal en la fijación del PE bien puede ser una decisión incompleta, pues no necesariamente la planta más ineficiente, en términos térmicos, es la más costosa de operar.

Los precios de los derivados del petróleo no disminuyen todos de la misma forma. El F06 por restricciones ambientales ha ido perdiendo mercado y su relativa abundancia hacen que su caída de precio sea más pronunciada que para el Acpm, el cual no sólo es deficitario en el país, sino que tiene una estructura de precio que en Colombia lo aleja más del F06 (ver

Página No 36

CONTLRA ORÍA CONTRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLICA I SECTOR MINAS Y ENERGÍA

Gráfico 5). Esto impacta negativamente a las térmicas que lo utilicen (Termocandelaria 1 y 2; Termovalle 1; Flores 1 y 4B, Termoemcali 1 y Termosierra B).

La CREG en su documento 047 de 2007 indica que la señal económica del PE lleva a utilizar el combustible de menor costo y/o tener una alta eficiencia; específicamente para las plantas que utilizan Acpm. Destaca que si la eficiencia es baja (mayor de 8 MBTU/MW-h) el PE debe inducirlas a mejorar operación gestionando cierres de ciclo. Esto no es exactamente lo que ocurrió; la formulación del PE frente a la caída en las cotizaciones de F06 se comportó mostrando 2 efectos: primero, que el indexador de actualización del PE parte combustible, se quedó rezagado haciendo caer el PE más rápido de lo que caía en el propio F066° (ver circulo resaltado en el

60 Para poder comparar PE, que se expresa en $/kW-h y precios de combustibles, que se expresan en $/MBTU, se usó la eficiencia (Heat Rate MBTU/MW-h) promedio de las térmicas que usan cada combustible.

Página No 37

CONTRALORÍA CONTRALORIA DELEGADA E. OO ERAL DE LA REPLkCA I SECTOR MINAS Y ENERGiA

Gráfico 15) y por lo tanto esto hace que las generadoras no alcancen a cubrir los costos variables si se las requiere para entregar energía en condiciones de escasez. Segundo, las plantas que generan con Acpm siempre han estado, en promedio por encima del PE y dado que el F06 cae en mayor proporción que el Acpm, se aumenta el impacto económico de operar una térmica con este último combustible; esto sin que se hayan realizado mejoras en su eficiencia operativa.

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N (-4 cm r.) n.) N m m m m m m V -

•

•ot u in Ln ul L.r) 11-) Si- 1-1 1-1 L-1

-

ti - 1-1 s-I ci 1-1 4-, (I) C 6 6 Q C 6 L1)

cs C 6 t, 15 á 6 r,

ou 4- 63 CLO oU ,5

4- 63 (U O

•

a) 4- (O OS (6 O '75

PE ($/kWh) BE FO medio ($/kWh) BE ACPM medio ($/kWh)

••■••■•• BE CARBON medio ($/kWh) BE GNN medio ($/kWh)

900,00

800,00

700,00

600,00

-c soo oo

400,00

300,00

200,00

100,00

0,00

CONTRALORÍA CONTRALORfA D ENEGADAELEGA PÚLICA I SECTOR MINAS

Gráfico 13. Evolución de Precios de Combustibles y PE 2011-2016 (precios constantes de 2016)

Fuente: CGR con datos de XM. La región sombreada es de activación de Condiciones de Escasez. BE: Break Even; FO: Fuel Oil #6; GNN: Gas Natural Nacional.

4.4. Balance sobre la generación térmica respecto al PE

Podría pensarse que desde 2007 el PE incentivó la generación con Gas por ser un

combustible menos costoso, sin embargo si se analiza la evolución de los precios de

combustibles

Página No 39

-29,1%

0,2%

-1,7%

-22,6%

-21,8%

-3,5%

-45,8%

329 3%

-301,6%

1%

274,0%

.253.91_

210,9%

_22%

289,3%

64,7%

69,1%

76,2%

197,61

60,7%

209,6%

64, 7%

-57,1%

179, 5%.1

160,9%

113%

439.,3;e.

5,6%

-58,4%

-59,4%

-62,7%

CONTRALORÍACONTRALORÍA DELEGADA GENERAL RE LA REPÚBLICA I SECTOR MINAS Y ENERGÍA

Gráfico 5) se observa que el de gas se ha incrementado, superando incluso al precio del Acpm y por lo tanto, para plantas de baja eficiencia, operar plantas de gas resulta más costoso que operar con líquidos.

Para lo corrido del año 2016 (desde enero 1 a marzo 16), se tiene como resultado la Tabla 10, en la cual se presentan las térmicas cuya eficiencia térmica (Heat Rate -HR-) no

sería suficiente para cubrir sus costos de combustibles con el PE vigente, expresado

porcentualmente como la diferencia entre PE y el precio de equilibrio (Break Even -BE-)61

de la térmica. En rojo aquellas que asumen costos y en verde aquellas que obtienen

beneficios. El porcentaje muestra qué tanto costo o beneficio se tiene, frente al PE.

Tabla 10. Quién pierde y quién gana (Generación Térmica en lo corrido de 2016)

RECURSO HR (MBTU/MWH)

TEBSAB 7,27

TERMOSIERRAB 6,60

FLORES 4B 6,85

TERMOCENTRO CC 7,27

TERMOEMCALI 1 6,79

TERMOVALLE 1 6,85

MERILECTRICA 1 9,51

PAIPA 4 8,89

GECELCA 3 9,50

FLORES 1 7,77

PROELECTRICA 1 7,94

GUAJIRA 2 10,20

PAIPA 2 10,79

PAIPA 3 12,27

TERMOCANDELARIA 1 10,53

TERMOCANDELARIA 2 10,48

TASAJERO 1 9,13

GUAJIRA 1 9,80

CARTAGENA 2 11,82

BARRANQUILLA 3 11,47

BARRANQUILLA 4 11,01

ZIPAEMG 3 12,82

CARTAGENA 3 12,12

ZIPAEMG 5 12,32

CARTAGENA 1 11,83

TERMOYOPAL 2 12,02

ZIPAEMG 4 13,65

ZIPAEMG 2 14,62

TERMODORADA 1 9,78

CIMARRON 13,50

TASAJERO 2

PAIPA 1 9,80..,..14,98

BARRANCA 3 12,48

EL MORRO 1 12,40

TERMOYOPAL 1 12,71

EL MORRO 2 13,84

PE-BEc

Diferencia Ponderada ($/kWh) MWh CONFIGURACIÓN

Solo Gas

51,97% Gas / 48,03% Acpm

48,29% Gas / 51,71% Acpm

81,58% Gas / 18,42% Querosene

94,97% Gas / 5,03% Acpm

51,91% Gas / 48,09% Acpm

Solo Gas

Solo Carbón

Solo Carbón

10,81% Gas / 89,19% Acpm

Solo Gas

97,45% Carbón / 2,55% Gas

Solo Carbón

Solo Carbón

Solo Acpm

Solo Acpm

Solo Carbón

96,78% Carbón / 3,22% Gas

Solo F06

0,53% Gas / 99,47% FO6

0,56% Gas / 99,44% F06

Solo Carbón

Solo F06

Solo Carbón

Solo FO6

Solo Gas

Solo Carbón

Solo Carbón

88,63% Gas / 11,37% Querosene

Solo Gas

Solo Carbón

Solo Carbón

43,99% Gas / 56,01% F06

Solo Gas

Solo Gas

Solo Gas

19, 22%

10,92%

8,82%

6,78%

5,92%

5,26%

4,70%

4,28%

3,90%

3,53%

2,69%

2,28%

2,12%

1,61%

1,58%

1,54%

1.,39%

1,35%

1,33%

1,24%

1,22%

1,10%

1,06%

0,95%

0,89%

0,86%

0,85%

0,64%

0,63%

0,56%

0,36%

9,27% 0,06%

0,03%

0,03%

0,03%

61 BE o Break Even es el precio al cual la térmica no obtiene ni pérdida ni ganancia por operar con un combustible dado, dada su particular eficiencia térmica.

Página No 40

CONTRALORÍA CONTRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLICA SECTOR MINAS Y ENERGIA

Fuente: CGR con datos de XM

Se concluye que las térmicas a gas están asumiendo pérdidas por generar con ese combustible, aún en los casos en que son eficientes como Termocentro o Tebsa. También aquellas que funcionan con Acpm presentan déficit, especialmente si tienen baja eficiencia como Termocandelaria. Las térmicas beneficiadas por la actual coyuntura de precios son aquellas que generan con Carbón y F06.

Acá no se muestran el balance para las hidráulicas; estas son las que más dinero por kW-h están ganando pues su costo variable es casi cero y por lo tanto se ganan todo el PE. Se supone que las hidráulicas deben tener en cuenta sus niveles de embalse para no arriesgar generación futura por mayores ingresos en el presente, sin embargo se vislumbra un incentivo económico que en condiciones críticas las hidráulicas puedan facturar a PE y prefieran en ese caso desembalsar rápido en detrimento de la generación en el mediano plazo.

No se tienen datos de que hayan cambiado significativamente las HR y por lo tanto el PE no habría servido como señal esperada para que las térmicas mejoraran sus eficiencias, es decir, no atendieron las recomendaciones del Documento CREG 047 2007 donde se advierte que eficiencias por encima de 10 motivarían mejoras en plantas que operen combustibles líquidos (caso Termocandelaria).

4.5. Traslado de pérdidas de los generadores a los usuarios

El pasado 27 de octubre de 2015, la CREG mediante Resolución 178 de 2015, establece una serie de medidas con las cuales se pretende garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica ante la ocurrencia de situaciones extraordinarias que lo ponen en riesgo.

La CREG explica esta situación extraordinaria como la suma de circunstancias adversas, tales como, la prolongación y severidad del fenómeno de El Niño, la caída del precio de algunos derivados del petróleo; el cierre de la frontera con la República Bolivariana de Venezuela; y la disminución de la cantidad disponible de gas natural para generación eléctrica62.

Por tal razón, crea una opción tarifaria para plantas térmicas que operen con combustibles líquidos, que consiste en mantener por seis meses un Precio de Escasez creciente y un Costo de Referencia de $470.66/kW-h como remuneración de la energía generada por estas empresas.

62 CREG; Documento 120 del 17 de octubre de 2015; Medidas para afrontar los eventos que podrían poner en riesgo la confiabilidad del sistema eléctrico.

Página No 41

CONTRALORÍA CON'tRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA RES- L3LICA secroFt MINAS Y ENERGÍA

De acuerdo con las estimaciones de la CREG, el incremento tarifario para aliviar las pérdidas de los generadores térmicos que operan con combustibles líquidos, costaría a la demanda un total de $1,49 billones.63 Esto se constituye en un traslado efectivo a los usuarios de las pérdidas de corto plazo que pudieron tener aquellos agentes cuyos costos de producción sobrepasan la remuneración recibida (Precio de Escasez).

El escenario para las generadoras hidráulicas es mucho mejor ya que sus costos de producción son cercanos a $0,0; frente a un aumento de precios en el Mercado de Energía Mayorista, como el que se presenta durante un fenómeno de El Niño, estas empresas obtienen ganancias importantes.

Entre las medidas adoptadas por la CREG se destaca el hecho de que se ordenó mantener el Precio de Escasez fijo, con el fin de que este no continúe bajando, como consecuencia de la caída en los precios del Fuel Oil #6. Se fijó el valor que tenía a Octubre de 2015 (302,43 $/kW-h) hasta que las variables de cálculo, den para superar ese precio. Bajo estas condiciones, los generadores hidráulicos obtendrían una ganancia de al menos $4,45 billones, durante los seis meses que dura el incremento tarifario.

Desde el marco legal, esta medida puede considerarse contraría a la Ley 142 de 1994, esto si tenemos en cuenta que en su Artículo 94, se establece claramente que "de acuerdo con los principios de eficiencia y suficiencia financiera, y dada la necesidad de lograr un adecuado equilibrio entre ellos, no se permitirán alzas destinadas a recuperar pérdidas patrimoniales. La recuperación patrimonial deberá hacerse, exclusivamente, con nuevos aportes de capital de los socios, o con cargo a las reservas de la empresa o a sus nuevas utilidades"64.

Como conclusión se advierte que el Precio de Escasez, elemento fundamental del esquema del Cargo por Confiabilidad, requiere ajustes. Sin embargo estos cambios, no pueden consistir simplemente en aumentarlo para adecuarlo a las necesidades de liquidez de los agentes menos eficientes, ya que esto implica una remuneración excesiva e innecesaria a las plantas de alta eficiencia y bajos costos, con los subsiguientes incrementos tarifarios. Ajustes como el realizado por la CREG en la Resolución 178 de 2015, se constituyen en una pérdida de la cobertura en precios para los usuarios en condiciones de hidrología crítica, como cuando se presenta El Niño, objetivo fundamental del esquema del Cargo por Confiabilidad.

Como consecuencia de las deficiencias en materia de planeación que llevaron a la necesidad de adelantar este ajuste de tarifas, se identificó un daño patrimonial del orden

63 ibídem; páginas 46, 47 y 48. Esta cuantía ajusta y se presenta más adelante, para efectos de estructuración del hallazgo 1. 64 — Ley 142 de 1994; Artículo 94. Tarifas y recuperación de pérdidas. Negrilla añadida.

Página No 42

CONTRALORÍA CONTRALORIA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLICA 1 SECTOR MINAS Y ENERGÍA

de $168.00065 millones que corresponden al componente de subsidios cubiertos con recursos del Presupuesto General de la Nación, durante la vigencia de la medida adoptada por la CREG en la Resolución 178 de 2015.

5. Incumplimientos de Obligaciones de Energía en Firme - OEF -

En esta sección se presentan los despachos de las diferentes plantas con OEF, entre octubre de 2015 y marzo de 2016. Esto con el fin de identificar los agentes que han cumplido con sus obligaciones, generando incluso más de lo acordado, así como aquellos que están produciendo por debajo de lo comprometido.

Sobre los segundos se concluye que existe un posible incumplimiento de OEF y sobre los primeros, que están utilizando recursos adicionales a los comprometidos, para respaldar la generación que está requiriendo el sistema para atender la demanda de energía en las actuales condiciones críticas.

A partir de la información relacionada con OEF de plantas despachadas centralmente (remisión de XM S.A., radicados 2015ER0118435, XM018545-1), y de la energía generada por las mismas (descargada del portal www.informacioninteligente10.xm.com.co); para el periodo comprendido entre octubre 1 de 2015 y marzo 31 de 2016, se estimó unas diferencias que en caso de ser negativas se pudieron constituir en incumplimientos a las citadas OEF, de acuerdo con los cálculos contenidos en las tablas 1 y 2 (casillas con barra roja).

Sobre el particular de acuerdo con la Resolución CREG 071 de 2006, se establece que el ASIC66 determina el valor de las desviaciones de las OEF para cada uno de los generadores (artículo 53). Así mismo, dispone que se deben adelantar medidas de ajuste o sanción frente a posibles incumplimientos de OEF; entre las que se destacan la posibilidad de recurrir al mercado secundario a través de contratos de respaldo (artículos 61 y 62) y la toma de posesión de la empresa por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en caso de que un generador declare una disponibilidad de cero (artículo 88).

65 Esta cuantía se ajusta con base en información de liquidaciones efectivas requerida a XM S.A.; el resultado se presenta más adelante en la versión final del hallazgo 1. 66 Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales; función en cabeza de XM S.A. E.S.P.

Página No 43

CONTRALOR CON A ELE DENMiAL HEPúl3 LICA

IACT SEOR

TRALORÍ MINAS Y

C ENER

OACA.GIA

Tabla 12. Diferencia entre energía generada y OEF, año 2015. uolumna 1 Columna 2 Columna 3 Columna 4 Cohunna 5 ,I;olumna 6 Columna 7 Columna 8 :Columna 9 Columna 10 Columna 11

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Fuente: XM S.A. E.S.P.; Portal BI, XM; cálculos CGR.

Página No 44

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Fuente: XM S.A. E.S.P.; Portal BI, XM;

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Tabla 13. Diferencia entre energía generada y OEF, año 2016 Columna 3 'Colwane4 :Columnn 5 .09!mana 6 Columr0, 7 ,Inmna 8

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cálculos CGR.

81,751 /31 -51,73: 64,90 87,38

ano feb lob COl nra 9 Columna 13 oct,n,,, 11 rn.r mal mar

F G664E34166 (00/13) 0E3 (GWV1) Gen- OEF

5.i 248,45

89 192.94. ...

;:gí -55,50:

-1 39 116,15 119,24 -3,091

,J 60,79 -1,23

130,94 156,42 .25,98

29,00 34,88

32,58 38,17

25,73' 40,61 ll -1498

304,70 386,66 no -82,96

305,81 330,33 -24,57

24,55 20,76. 3,79:

38,58 38,24.

3142 41,83. -5,411

43,95 41,59 2,361

12,62 13,43 -0,81.1 : 0,001

156,88 220,03 3 -63,12: ....

26,02 112,40 -85,38:

56,80 101,70 -44,911

44,86 112,219 -68,03.

15.37' 17,17 -1,83' ....

1 11,29: 32.23 27,21 4,63

:: 53,261 234,32 214,02 20,26

5,11 25,65 126,93 66,44 l 6149'

7 10,19 8,18 2.01 /34: 1 -2,00 6,34 5,71:

53,54L 0 -24,96 5084 57,23, -6,39 32241 1 -1,63 29,70 34,46 33,021 : -1,03. 22,53 35,29

20,90 84,83

466,54 542,54 :79, •

16,02 16,99

9,20 16,27 -7,07:

51,59 35,18 16,411

47,78 49,12 -1,351

94,22 109,4! O -15,28: • 50.97 3,681

201,89 71 191081

186,80 197,64 -10,84'

14.08 10,42 366

33,98 60,17 131 -26,19:

101,56 112,5/ .11,021

164,23: 105,74 -1,51:

154,35 148,88

97,01 109,22 § -12,22

133,70 116,04 1

121,19 114,58

65,98 113,09 -4.7,11

71,52 19,87 1.65

4215,40 5.094.88 .64142

.136,91 184,36 ...1€6874.

-2,61: -36,35:

-12,85: -9,03 27,52.

CO NTRALORIA OONTRALORIA DELEGAbA GENERAL DE LA R EP Ú E3L1CA SECTOR MINAS Y ENERGIA

En tal sentido, se tiene que para el periodo comprendido entre octubre 1 de 2015 y marzo 31 de 2016, las desviaciones entre la energía despachada y las OEF de las diferentes plantas presenta una tendencia creciente, al pasar de una desviación de 5,64% en octubre de 2015, a una deviación de 16,67% en marzo de 2016. Esta condición permite concluir un incremento en el riesgo de incumplimiento y por ende de desabastecimiento de energía en el Mercado de Energía.

Para 2015 se destaca que las empresas con mayores desviaciones de las OEF comprometidas, corresponden a las operadoras de las plantas de Chivor (-99,95 GW-h, en noviembre), Termocandelaria 1 (-99,38 GW-h, en diciembre), Termocandelaria 2 (-95,47 GW-h, en noviembre), la cadena Pagua (-93,37 GW-h, en octubre) y Tebsa (-92,47 GW-h, en octubre).

Este déficit tuvo que ser cubierto con mayor generación de plantas como Sogamoso (182,65 GW-h en diciembre), Gecelca 3 (119,29 GW-h en diciembre) y Albán (101,41 GW-h en noviembre), las cuales debieron gastar sus recursos disponibles de forma más acelerada, aumentando con esto el riesgo de no contar con la energía suficiente para honrar sus obligaciones al finalizar la temporada seca.

Por su parte, para lo corrido de 2016 OEF, las empresas con mayores desviaciones de las OEF son las que operan las plantas de San Carlos (-191,08 GW-h, en marzo), la cadena Pagua (-145,52 GW-h, en enero y -101,85 GW-h, en febrero), Termocandelaria 1 (-

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CONTRALORÍA GENERAL OE LA 62EPU6LFGA

CONTRALORIA DELEGADA. SECTOR MINAS Y ENERGIA

107,74 GW-h, en enero), Termocandelaria 2 (-101 GW-h, en enero) y Chivor (-90,34 GW-h, en enero). El déficit de los tres primeros meses de 2016 tuvo que ser cubierto con una mayor generación de plantas como Guavio (182,86 GW-h, en enero y 160,73 GW-h, en febrero), Termosierra (64,47 GW-h, en enero) y Albán (60,49 GW-h, en marzo).

Con base en lo anterior, se tiene que cuando los generadores incumplen con la producción de la energía de seguridad comprometida denominada Obligación de Energía en Firme, bien sea por accidentes como el caso de Guatapé (que afectó la cadena Guatapé/San Carlos/Jagua/Playas), por daños como en TermoFlores 4, por mantenimientos como Tebsa y la cadena Pagua, o por declararse indisponible y ser intervenida por la Superintendencia como sucedió con la empresa Termocandelaria S.A.; la energía faltante debe ser producida por un tercero que tendrá que gastar sus recursos disponibles, bien sea agua embalsada o combustible contratado, de forma más acelerada aumentando el riesgo de no contar con la energía suficiente para honrar sus propias obligaciones al finalizar la temporada seca, lo cual aumenta el riesgo de desabastecimiento para el mercado en su conjunto. Se destaca en la Tabla 12 déficits de alrededor del 15% frente a una holgura de ENFICC identificada de 12% (ver Gráfico 2).

Los posibles incumplimientos de los agentes comprometidos, así como las acciones correctivas, intervenciones de la Superservicios o las sanciones, es un tema que se puede profundizar en una actuación posterior por parte de la Contraloría General de la República.

5.1. Proceso de intervención de Termocandelaria S.A. E.S.P.

En comunicado de prensa No. 206 del 13 de noviembre 2015, la CGR advirtió la necesidad de una intervención por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos ante el hecho de que plantas como Termovalle y Termocandelaria amenazaran con dejar de operar ante los requerimientos de la energía por parte del mercado y con la posibilidad de que otras siguieran este camino.

La Constitución Política y Ley 142 de 1994 establecen que a la SuperServicios, le corresponde ejercer el control, la inspección y vigilancia de las entidades o empresas que presten servicios públicos domiciliarios, misión enmarcada dentro de la observancia de las normas, de los planes y programas relacionados con cada servicio.

En este marco jurídico y frente a condiciones que pongan en riesgo el orden público o económico, así como para evitar perjuicios graves e indebidos a los usuarios, la SuperServicios puede llegar hasta la toma de posesión de una empresa, medida que se justifica en casos como la negación o imposibilidad de prestar el servicio público con la continuidad y calidad debidas, y cuando los administradores violen en forma grave las normas a las que deben estar sujetos o incumplan sus contratos. Incluso en situaciones

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CONTRALORÍA CONTRALOWA DELEGADA GENERAL PE LA REPÚBLiCA I SECTOR MIIVAS Y ENERGÍA

de calamidad o de perturbación del orden público, la entidad puede recurrir a este mecanismo.

En la misma Resolución que integra la normatividad sobre el cargo de confiabilidad, la CREG advierte que "cuando un generador declare para el despacho horario una disponibilidad igual a cero (0) y la planta y/o unidad de generación sea requerida por el CND para cubrir una generación de seguridad, si la planta y/o unidad de generación se encuentra indisponible y las autoridades competentes determinan que su indisponibilidad no es justificada, el agente será responsable por los perjuicios derivados del racionamiento causado, sin perjuicio de que la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios pueda tomar posesión de la empresa, de conformidad con el artículo 59.1 de la Ley 142 de 1994."67

Con base en lo anterior, el 20 de noviembre de 2015 mediante Resolución SSPD 20151300051845, la SuperServicios toma posesión con fines de administración de la empresa Termocandelaria S.A.

Dentro de las medidas asociadas a la intervención está la separación del gerente y de los miembros de la junta directiva (Artículo tercero), y la suspensión de todos los pagos de obligaciones causadas hasta la toma de posesión, incluyendo las obligaciones de energía en firme asignadas con anterioridad a la toma de posesión (Artículo cuarto). Esta segunda medida implica la totalidad de las OEF que tiene Termocandelaria y que corresponde a 214 MW-h mensuales, es decir el 4% de la energía que requiere el país en condiciones hidrológicas críticas como la actual.

Al requerirse esta energía, para dar confiabilidad en la prestación del servicio bajo condiciones críticas, debe ser generada por otros agentes disminuyendo la disponibilidad de energía futura para atender la demanda e incrementando el riesgo de racionamiento. Así mismo, la regulación exige que a los agentes que cubran la obligación no cubierta por Termocandelaria les sea remunerada la energía que produjeron, a expensas de la empresa deficitaria. Como consecuencia adicional de la salida e intervención de Termocandelaria, se produce un pasivo en el mercado de energía, que puede aumentar otro riesgo como es la disminución de la liquidez en el mercado o que se produzcan pérdidas financieras para los generadores que sí brindaron confiabilidad, en caso de que esta empresa no se pueda honrar sus cuentas por pagar.

La gestión de las cuentas por pagar de Termocandelaria al mercado de energía mayorista por concepto de Obligaciones de energía en firme, así como las demás consecuencias de la intervención de Termocandelaria por parte de la Superintendencia de Servicios, es un tema que se puede ahondar por medio de una actuación posterior de la Contraloría General de la República.

67 Resolución 071 de 2006; artículo 88.

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CONTRALORÍA CONTRALOrdA DELEGADA GENERAL DE LA REPÚBLICA 1 SECTOR MINAS Y ENERGÍA.

Conclusiones y resultados

A partir del análisis de la energía generada entre octubre de 2015 y marzo de 2016, se identificaron posibles incumplimientos de OEF, entre los que se destacan aquellos derivados de las salidas de Guatapé y Flores IV, y de la declaración de indisponibilidad de Termocandelaria; lo que implicó la necesidad de que otros generadores utilizaran recursos adicionales a los comprometidos, para respaldar la generación que requirió el sistema con miras a atender la demanda de energía en las condiciones críticas. Estos generadores gastaron sus recursos disponibles, bien sea agua embalsada o combustible contratado, de forma más acelerada aumentando el riesgo de no contar con la energía suficiente para honrar sus propias obligaciones al finalizar la temporada seca, lo cual aumenta el riesgo de desabastecimiento para el mercado en su conjunto.

Conclusiones sobre la verificación de parámetros

A partir de este análisis, se identificaron incumplimientos de las obligaciones legales contenidas en la regulación que enmarca tanto el servicio de energía eléctrica, como el cargo por confiabilidad, específicamente aquellas asociadas a la verificación de parámetros de la ENFICC a cargo del CND en cabeza de XM S.A. E.S.P.; que traen como consecuencia el aumento del riesgo de desabastecimiento de energía. Esto en la medida en que se otorgó una remuneración a los diferentes agentes generadores por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de su ENFICC, sin que se verificara por medio de auditorías y en su totalidad, dichas características y parámetros.

Para el caso de la CREG, se identificaron posibles incumplimientos de obligaciones asociadas a imposición de sanciones frente a discrepancias en los valores de parámetros de la ENFICC.

Las anteriores conclusiones y su sustento, fueron trasladadas como observaciones con alcance administrativo y disciplinario, tanto a la empresa XM S.A., como a la CREG.

Hallazgo 1. FUNCIONAMIENTO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD - VERIFICACIÓN DE PARÁMETROS

Fuente de Criterio:

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CONTRALORÍA CONTRALOR(A DELEGADA GENERAL DE LA FI LI.15 BL iCA SECTOR MINAS Y ENERGÍA

El artículo 34 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece que "La ENFICC será calculada por cada agente, teniendo en cuenta los parámetros y reglas establecidas en el Anexo 3 de esta resolución".

Adicionalmente, el artículo 38 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece que "El valor de la ENFICC declarado por el agente será verificado por el CND, de conformidad

con el numeral 5.1 del Anexo 5 de esta resolución. Para tal efecto, el agente deberá

reportar a la CREG, en la fecha que ésta determine, los formatos del numeral 5.2 del Anexo 5 de la resolución, debidamente diligenciados; de lo contrario la capacidad de la

planta y/o unidad de generación a ser utilizada para la declaración de la ENFICC será igual a cero (0) MVV."

Estos parámetros de la ENFICC corresponden a 22 características propias de cada una

de las 57 plantas receptoras del Cargo por Confiabilidad durante el periodo entre 2006 y 201568. De estos parámetros, 6 corresponden exclusivamente a plantas térmicas, 13 a

hidroeléctricas, 1 para ambos tipos de recursos y 2 específicas para la central Chivor y la cadena del Bogotá; esto se detalla en la siguiente tabla.

Tabla No. 2: Parámetros de la energía en firme del Cargo por Confiabilidad - ENFICC Parámetro Tipo de agente

Cantidad de

agentes'

Periodicidad'

OEF Metodología Pruebas

1 Consumos Térmicos Específicos Netos plantas térmicas térmicos 35 NO Documental para planta en operación previa tercero; no obligatoria 2 Factores de (.031V ion Plantas f1idrárr1if.as hidro 24 NO Documental para p anta en aceraciónprevia 21,-,1,0; 3,30bngátori a 3 Capacidad Efectiva Neta Plantas Térmicas térmicos 33 NO Documental pa r a planta en operación prrvi a tercero; no obligatoria

NO 4 Capacidad Efectiva Neta Plantas Hidráulicas hidro 24 NO Do< " Me!, la: Volumen de Espera nido: con ernba I 27 NO Documental NO

6 Curva Guía Mínima v Múxinza hidra: con .loa loe NO Documenta: No 7 Arcos de Generación hidro con embalse 112 Dooll NO II Arcos de Descargo hidro con embalse t710 Documenta: NO 9 Arcos de Bombeo ft) ladro co 1 I NO Documentas NO 10 Demanda efe acueductos.' rito (2) ro 3 NO Documenta? NO 11 Factor Retorno de Acueducto o RieloC41 :idro 3 NO Documenta: NO 12 ME Plantas Térmicas térmicos 33 NO Revisión de bit aceras y CND NO i.Ci am Ptrrtrten II irá,,H., hidt3) NO Revisión M. haeomas v CND NO 14 Suministro de Combustibles y Transporte de Gas Natural térmicos 33 NO Documental NO ' r:icra 2e NO Document ver'fícacicrr en siziu si

16 FRICIAlittilll ' r 24 NO Documental NO 17 Descargas Máximas Embalses (Aplicable a Bogotá) (3) hidro 1 NO Documental NO 18 Capacidad Túneles (Aplicable a Chivor)(4) hidro 1 NO Documental NO 19 Almacenamiento de Combustibles tcrrrticos 30 NO Documental NO 20 Energía contratada para cubrir mantenimientos todos 57 NO Documental NO 21 Sekle. 'U i Cal. d 'o 191).171. gll N hirrn di NO Documental NO 22 Suministro de Combustibles diferentes al Gas Natural (S) térmicos 30 NO Documental NO Fuente: Resolución CREG 071 de 2006. Resolución CREG 079 de 2006. 491 (1) Aplica para Tominé y Mafia

(2) Aplica para Na re, Rio Grande y Acueducto de Bogotá (3) Aplica a embalses de Sisga, Neusa, Torniné y Chuza, pero se registra como asociado ala planta Paraíso/Guaca (4) Aplica para los túneles para Negro-NegroRuci o, Rucio-NegroRucio, NegroRuci o-Es mera Ida y Tunjita- Esmeralda, pero se registra como asociado a la planta Chivor. (5) Hace parte del parámetro 14, pero se asume como parámetro independiente para aquellas plantas duales

• ajustado a partir de respuesta a observaciones de XM SA

El artículo 39 de la Resolución CREG 071 de 2006, exige que "Los parámetros declarados

por los agentes para el cálculo de la ENFICC se verificarán mediante el mecanismo definido en el Anexo 6 de esta resolución. La contratación de la verificación de los parámetros estará a cargo del Centro Nacional de

Despacho, quien definirá los Términos de Referencia observando lo dispuesto en el

68 NO se incluyen las plantas que entraron a operar en fecha posterior al 1 de diciembre de 2015. La cadena

Paraíso-Guaca, se tomó como una sola planta; al igual que Alto y Bajo Achicaya.

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CONTRALORÍA GENERAL ue LA REPÚBLICA

CONTRALORÍA bÉLEGADA SECTOR MINAS Y ENERGÍA.

numeral 6.1 del Anexo 6 de esta resolución. Dicha verificación de parámetros deberá efectuarse, en lo posible, durante la Estación de Verano inmediatamente siguiente a la fecha de realización de la Subasta. El costo de la contratación será pagado por los agentes que tengan asignaciones de obligaciones de energía firme mayores a cero (0) en el correspondiente período, a prorrata de la ENFICC asignada. El ASIC emitirá notas débito por este concepto a los respectivos agentes, que serán deducibles de las notas crédito de estos generadores."

Situación detectada: En diciembre de 2015 la compañía XM S.A. E.S.P. remite a la Contraloría General de la República los informes de auditorías de verificación de parámetros; tanto los elaborados por la firma Pricewaterhouse Coopers Asesores Gerenciales Limitada, como los de SEDIC S.A.69; esta información permite constatar la realización de 373 verificaciones, de acuerdo con los registros organizados en la Tabla del anexo 6. Algunos parámetros (IHF Plantas Térmicas, IHF Plantas Hidráulicas, Suministro de Combustibles y Transporte de Gas Natural, y Suministro de Combustibles diferentes al Gas Natural) fueron verificados en dos momentos diferentes; así mismo, los informes diferentes por Embalse, Rio o Túnel asociados a una planta se tomaron como una sola verificación. A partir de la lectura de las características de los 22 parámetros se estima que si se realiza al menos una auditoría para cada una de las plantas pertinentes, con OEF asignadas, la cantidad de verificaciones debió ser de 491, ver tabla 2. Lo anterior permite concluir que se dejaron de auditar parámetros asociados a la ENFICC, con un presunto faltante de 180 verificaciones.

Las verificaciones se realizaron en su mayoría entre agosto de 2007 y enero de 2008. Sin embargo, de acuerdo con la información recibida, 6 parámetros (Topología Plantas Hidráulicas, Filtraciones, Descargas Máximas Embalses, Capacidad Túneles, Almacenamiento de Combustibles y Serie Histórica de Caudales Medios Mensuales de los Ríos del SIN), no fueron auditados sino hasta junio de 2010; esto a pesar de que se contaba con los procedimientos para realizar dicha verificación, aprobados por el CNO Acuerdo No. 396 de 2007 e incorporados a la regulación, mediante Resolución CREG 079 de 2007.

Se observó que el parámetro Energía contratada para cubrir mantenimientos, de acuerdo con la información reportada por XM S.A. E.S.P., nunca ha sido verificado; no obstante de ser exigido por la Resolución CREG 071 de 2006, contarse con la metodología para su realización y presentarse casos de salidas a mantenimiento tales como70:

1. Hasta el 19 de abril estará en mantenimiento la unidad GT21 (110 kV) en Tebsa. 2. Del 3 al 5 de abril se tiene mantenimiento de emergencia sobre la unidad 2 de

Termozipa.

69 Mediante comunicaciones con radicados CGR2016ER0001474; CGR2016ER0000836. 70 XM S.A. E.S.P.; Boletín Energético — Seguimiento a variables; #102, #98, #97, #96, #95.

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CO ANTRLORÍA CONTRALRA ELED GENERAL DE LA REPÚBLICA I SECTOR MI

O NAÍS Y

D ENERGÍA

3. Hasta el 27 de marzo estará fuera de servicio un grupo de Pagua por mantenimiento preventivo.

4. Por mantenimiento, del 05 al 07 de marzo estará fuera de servicio la planta Flores I. 5. Indisponibilidad térmica por mantenimiento: unidad GT22 (110 kV) en Tebsa (hasta

marzo 15), Tasajero 2 (hasta marzo 20), Termocentro (hasta febrero 28), Flores IV (hasta marzo 2).

6. Indisponibilidad térmica por mantenimiento (MTTO): unidad GT22 (110 kV) en Tebsa (febrero 11 a marzo 5), Tasajero 2 (febrero 11 a marzo 20).

7. Mantenimientos gas: (06:00 horas de febrero 18 - 24:00 horas de febrero 19) mantenimiento en la Creciente con posible afectación de entregas a Tebsa y Proeléctrica. (18:00 horas de febrero 20 - 12:00 horas de febrero 21) mantenimiento en el campo Cupiagua afectando entregas a Termocentro.

Causa: Los anteriores y presuntos incumplimientos de las obligaciones legales contenidas en la regulación que enmarca tanto el servicio de energía eléctrica, como el cargo por confiabilidad, específicamente aquellas asociadas a la verificación de parámetros de la ENFICC a cargo del CDN en cabeza de XM S.A. E.S.P.

Efecto: Traen como consecuencia el aumento del riesgo de desabastecimiento de energía. Esto en la medida en que se otorgó una remuneración a los diferentes agentes generadores por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de su ENFICC, sin que se verificara por medio de auditorías y en su totalidad, dichas características y parámetros.

Alcance: Esta observación tiene presunta incidencia administrativa y disciplinaria.

Presuntos Responsables: Gerente General de XM S.A. E.S.P., a cargo en los años 2007 y 2008. Gerente Centro Nacional de Despacho, a cargo en los años 2007 y 2008.

Hallazgo 2. FUNCIONAMIENTO DEL CARGO POR CONFIABILIDAD — SANCIONES FRENTE A DISCREPANCIAS DE PARÁMETROS ENFICC

Fuente de Criterio: El artículo 34 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece que "La ENFICC será calculada por cada agente, teniendo en cuenta los parámetros y reglas establecidas en el Anexo 3 de esta resolución".

Adicionalmente, el artículo 38 de la Resolución CREG 071 de 2006 establece que "El valor de la ENFICC declarado por el agente será verificado por el CND, de conformidad

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CONTRALORÍA GONTRAI.OfA DELEGADA f->CICA SECTOR MINAS Y ENEHG1A

con el numeral 5.1 del Anexo 5 de esta resolución. Para tal efecto, el agente deberá reportar a la CREG, en la fecha que ésta determine, los formatos del numeral 5.2 del Anexo 5 de la resolución, debidamente diligenciados; de lo contrario la capacidad de la planta y/o unidad de generación a ser utilizada para la declaración de la ENFICC será igual a cero (0) MVV."

Así mismo, el mismo artículo 39, parágrafos 3 y 4, establece que "La definición de la existencia de discrepancias entre los valores verificados de los parámetros y los reportados por los agentes, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, dará lugar a que la asignación de Obligaciones de Energía Firme sea igual a cero (0) para el Período de Vigencia de la Obligación para el cual se utilizó la información sobre parámetros entregada por los agentes. Lo anterior implica la cesación de los pagos por concepto de Cargo por Confiabilidad que aún no se hayan efectuado y la devolución de los pagos recibidos en la forma como lo defina la CREG.

En consecuencia, los pagos por concepto del Cargo por Confiabilidad están sometidos a condición resolutoria, consistente en que si mediante acto administrativo en firme de la CREG, se determina la existencia de las referidas discrepancias, por fuera de los rangos de holgura o margen de error definidos por la CREG, los pagos hechos sobre el correspondiente período, se tendrán como pago de lo no debido."

Situación detectada: En diciembre de 2015 la compañía XM S.A. E.S.P. remite a la Contraloría General de la República los informes de auditorías de verificación de parámetros; tanto los elaborados por la firma Pricewaterhouse Coopers Asesores Gerenciales Limitada, como los de SEDIC S.A.71; esta información permite constatar la realización de 373 verificaciones, de acuerdo con los registros organizados en la Tabla del anexo 6.

A partir de la revisión de la información reportada por XM S.A. E.S.P., se destacan el caso del Generador Prado, de la Empresa de Energía del Pacifico S.A. E.S.P. para el cual el informe de auditoría, del 10 de enero de 2008, concluyó que existe discrepancia en el parámetro IHF Plantas Hidráulicas, con verificación posterior en junio de 2010, pero sin que se apliquen sanciones a las empresas que presentaron discrepancias.

Causa: Se observaron incumplimientos de las obligaciones legales contenidas en la regulación que enmarca el cargo por confiabilidad, específicamente aquellas asociadas a imposición de sanciones frente a discrepancias en los valores de parámetros de la ENFICC, a cargo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas;

Efecto:

71 Mediante comunicaciones con radicados CGR2016ER0001474; CGR2016ER0000836.

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Lo anterior, trae como consecuencia el aumento del riesgo de desabastecimiento de energía. Esto en la medida en que se otorgó una remuneración a los diferentes agentes generadores por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de su ENFICC, sin que se constatara, el cumplimiento de dichas características y parámetros, sin discrepancias con lo exigido por la regulación.

Alcance: Esta observación tiene presunta incidencia administrativa y disciplinaria.

Presuntos Responsables: Comité de Expertos Comisionados y Delegados, integrantes de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, a cargo en los años 2008 y 2010.

Conclusiones sobre el manejo de recursos del Cargo

Bajo el supuesto de que para tener disponibilidad de plantas, se hacen necesarias las labores de mantenimiento e inversión; labores que tienen costos, las empresas que fueron analizadas en general muestran que estas actividades pueden ser cubiertas mediante el Cargo por Confiabilidad. Sin embargo estos recursos se registran en los Estados de Resultados, simplemente como Ingresos Operacionales, reflejándose al final del ejercicio en la Utilidad Neta, después de haber descontado los gastos de la empresa durante el periodo. En otras palabras, estos recursos se convierten parte del efectivo que la empresa destina para financiar la totalidad de sus actividades de operación e inversión año a año. Esto no es deseable en la medida en que los recursos del Cargo por Confiabilidad son financiados por los usuarios y deben destinarse únicamente a mantener operativos los activos comprometidos en el Esquema y no a financiar toda la operación de una empresa; esta condición trae como riesgo adicional que las empresas con márgenes de maniobra estrechos (poco efectivo disponible), presenten problemas de liquidez e incluso tengan que operar a pérdida.

La capacidad instalada del país está compuesta principalmente por recursos hídricos, plantas que son las más competitivas en el mercado. Las empresas con este tipo de generación (EPM, Emgesa y Chivor) presentan ventajas que se reflejan en sus resultados financieros, frente a las empresas con recursos térmicos que por las exigencias en disponibilidad de los combustibles y mayores costos, manejan menores márgenes de rentabilidad (Termocandelaria y Gecelca).

Adicionalmente, se observa que los ingresos del Cargo por Confiabilidad, aun cuando son representativos en empresas como EPM, Chivor y Urrá, para empresas netamente

Página No 53

CONTRALORÍA CONTRALORiA DELEGADA PÚ SECTOR MINAS Y ENERGiA

térmicas como Temocandelaria y Termovalle son unos ingresos decisivos que les permiten cubrir gran parte de sus necesidades de inversión y operación.

Otro factor importante en estas empresas, para mejorar la rentabilidad y disminuir los riesgos operativos, radica en la diversificación o amplitud de la capacidad instalada; un agente con diferentes unidades de generación puede mitigar de manera más eficientemente los riesgos operativos. Finalmente, se observa que en cuanto a la inversión para expansión futura las empresas con capital público aún son estratégicas; en la actualidad EPM y Gecelca, están desarrollando los proyectos de generación con mayor capacidad instalada con 2400 y 250 MW respectivamente.

Para ajustar el Precio de Escasez, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, expidió la Resolución 178 de 2015, lo que se constituye en un traslado efectivo a los usuarios de las pérdidas de corto plazo que pudieron tener aquellos agentes cuyos costos de producción sobrepasan la remuneración recibida (Precio de Escasez). Esto fue trasladado como observación con alcance fiscal y disciplinario, a la CREG.

Conclusiones del análisis del Precio de Escasez

El PE es un buen indicador de condiciones de escasez, pero no cumple con su filosofía de cubrir los costos de la térmica más costosa, pues está indexado al F06 y el precio de este combustible ha disminuido en mayor proporción que el de los otros usados combustibles para generación.

El F06 y el precio de energía se relacionan, pero no de manera tan directa como sugiere la CREG y por lo tanto la elección del F06 para indexar el PE es una decisión incompleta.

Con los precios actuales de combustibles, el más costoso para operar resulta ser el gas que es justo el más utilizado en las térmicas. El más económico es el carbón, sin embargo el país no siguió una política de aprovechar este recurso en la generación térmica.

El PE puede estar generando incentivos a las hidroeléctricas para que disminuyan sus niveles de embalse para obtener mayores beneficios en tiempos de escasez.

Es cierto que la CREG adoptó un PE que difiere con el esquema teórico propuesto por Cramton, sin embargo esto no es necesariamente un mal diseño porque sí cumple con su función de señalar condiciones de escasez, de proteger la demanda contra precios altos y dar señales de eficiencia a las térmicas. El error a ojos de la CGR radica en las termoeléctricas que no se guiaron por estas señales de PE y no ajustaron sus eficiencias o sus sistemas de generación o sus contratos de largo plazo para cubrirse frente a la caída del precio de este indicador.

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CONTRALORÍA COhJTRALORfA DELEGADA GENERAL PE LA REPÚBLICA SECTOR MINAS Y ENERGíA

Para ajustar el Precio de Escasez, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, expidió la Resolución 178 de 2015, lo que se constituye en un traslado efectivo a los usuarios de las pérdidas de corto plazo que pudieron tener aquellos agentes cuyos costos de producción sobrepasan la remuneración recibida (Precio de Escasez). Esto fue trasladado como observación con alcance fiscal y disciplinario, a la CREG.

Hallazgo 3. AJUSTES AL PRECIO DE ESCASEZ

Fuente de Criterio:

La Ley 142 de 1994, Artículo 94, establece que "de acuerdo con los principios de eficiencia y suficiencia financiera, y dada la necesidad de lograr un adecuado equilibrio entre ellos, no se permitirán alzas destinadas a recuperar pérdidas patrimoniales. La recuperación patrimonial deberá hacerse, exclusivamente, con nuevos aportes de capital de los socios, o con cargo a las reservas de la empresa o a sus nuevas utilidades".

Situación detectada:

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 683 del 27 de octubre de 2015, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, su Director Ejecutivo, y los demás integrantes de la comisión; acordaron expedir la Resolución 178 de 2015, mediante la cual se estableció una serie de medidas con las cuales se pretendía garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica ante la ocurrencia de situaciones extraordinarias que lo ponen en riesgo.

Para esto, crea una opción tarifaria para plantas térmicas que operen con combustibles líquidos, que consiste en mantener por 6 meses (comprendidos entre octubre de 2015 y abril de 2016), un Precio de Escasez creciente y un Costo de Referencia de $470,66/kW-h como remuneración a la energía generada por estas empresas.

La Contraloría General evidenció, de acuerdo con información reportada por XM S.A., radicado XM-0110669-1 de junio 7 de 2016, que el incremento tarifario para aliviar las pérdidas de los generadores térmicos que operan con combustibles líquidos, costó a la demanda un promedio de $79.423 millones a recaudar mensualmente. Lo anterior representó un total de $476.539 millones, valor que resulta de agregar el Valor de la Opción, durante los 6 meses de vigencia de la citada Resolución (comprendidos entre

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octubre de 2015 y abril de 2016). A criterio de la Contraloría, esto se constituye en un traslado efectivo, irregular e ilegal a los usuarios, de las pérdidas de corto plazo que pudieron tener aquellos agentes cuyos costos de producción sobrepasan la remuneración recibida (Precio de Escasez).

Entre las medidas adoptadas por la Resolución CREG 178 de 2015, se destaca el hecho de que se ordenó mantener el Precio de Escasez fijo, con el fin de que este no continúe bajando, como consecuencia de la caída en los precios del Fuel Oil #6. Se fijó el valor que tenía a Octubre de 2015 (302,43 $/kW-h) hasta que las variables de cálculo, den para superar ese precio. Bajo estas condiciones, la Contraloría estima que los generadores hidráulicos obtendrían una ganancia de al menos $4,45 billones, durante los seis meses que dura esta medida.

Estas medidas ponen en evidencia las deficiencias en materia de planeación, al no adelantarse los ajustes al Precio de Escasez, con criterio de oportunidad evitando que se hubiese afectado la eficiencia y eficacia con que el Estado debe administrar y manejar los recursos públicos en procura del bienestar social, pues no se puede considerar ajustadas a una adecuada planeación las erogaciones si se determina que las mismas son atribuibles a errores que pudieron corregirse si se actúa dentro del marco legal y en cumplimiento de las funciones que disciplinan esta actividad en particular. Así mismo, la Comisión de Regulación, debió evaluar alternativas para las medidas de ajuste, diferentes al simple incremento o congelación de este precio.

Efecto/daño:

Como consecuencia del ajuste de tarifas, que es un hecho que presuntamente comporta gestión fiscal el cual fue realizado por la CREG mediante la expedición de la Resolución 178 de 2015, que configuraría el hecho irregular el cual se materializó posteriormente con las mayores erogaciones que tuvo que hacer el Estado para atender el componente de subsidio a su cargo, precisamente por la falta de previsión como determinante de la toma de las medidas señaladas, lo que puede constituir en una gestión antieconómica, se identifican unos mayores gastos en cuantía de $53.706 millones que corresponden al mayor valor pagado por el componente de subsidios cubiertos con recursos del Presupuesto General de la Nación, durante la vigencia de la citada Resolución.

Durante el ejercicio de la Actuación Especial no se pudo establecer la existencia de los elementos que configuran la responsabilidad fiscal, conforme a lo preceptuado en el artículo 5 de la Ley 610 de 2000. Por lo que se mantiene la observación con alcance administrativo y se sugiere adelantar una Indagación Preliminar a efectos de establecer si la gestión que se reprocha a la CREG constituye un acto de gestión fiscal, ajustado a la descripción que de la misma hace el artículo 3 de la Ley 610 de 2000; lo mismo que identificar qué servidores públicos, con su actuar comisivo u omisivo, pudieron generar el

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I C UEZ YEE • aio para el Se tor Minas y Energía:

CONTRALORÍA([ CONTRALORÍA DELEGADA

GENERAL DE LA REPÚBLICA SECTOR MINAS Y ENERGÍA

presunto detrimento al patrimonio público que se infiere de lo actuado por la Contraloría General de la República.

Alcance:

Esta observación tiene incidencia administrativa y se remite a Indagación Preliminar.

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