TÍTULO III

Sector de energía eléctrica

CAPÍTULO 1

Generalidades

ART. 2.2.3.1.1.—Ámbito de aplicación. Este título aplica a las actividades propias del servicio público domiciliario de energía eléctrica, así como a las actividades complementarias del mismo.

(D. 387/2007, art. 2º)

ART. 2.2.3.1.2.—Definiciones. Para efectos de la interpretación y aplicación del presente título, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Actividad de comercialización minorista: Actividad que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley.

(D. 387/2007, art. 1º)

Áreas de distribución (ADD). Conjunto de redes de transmisión regional y/o distribución local destinado a la prestación del servicio en zonas urbanas y rurales, que son operadas por uno o más operadores de red y que se conforman teniendo en cuenta la cercanía geográfica de los mercados atendidos y el principio de neutralidad establecido en la ley.

(D. 1111/2008, art. 1º)

Áreas especiales: Para efectos del presente decreto, entiéndase por áreas especiales a las áreas rurales de menor desarrollo, zonas de difícil gestión y barrios subnormales, respecto de los cuales los usuarios de los estratos 1 y 2 ubicados en las mismas, son beneficiarios del Fondo de Energía Social de que trata el artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, de conformidad con las definiciones que se establecen para cada una de ellas en el presente acto.

(D. 111/2012, art. 2º)

Área rural de menor desarrollo: Es el área perteneciente al sector rural de un municipio o distrito que reúne las siguientes características: (i) presenta un índice superior a cincuenta y cuatro punto cuatro (54.4), conforme con el indicador de las necesidades básicas insatisfechas publicado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística y (ii) está conectada al circuito de alimentación por medio del cual se le suministra el servicio público de energía eléctrica.

Corresponde al alcalde municipal o distrital o a la autoridad competente, conforme con la Ley 388 de 1997, clasificar y certificar la existencia de las áreas rurales de menor desarrollo. Las áreas rurales que pertenezcan a municipios que no se encuentran clasificados en la metodología de las necesidades básicas insatisfechas del Departamento Administrativo Nacional de Estadística, se considerarán áreas rurales de menor desarrollo.

(D. 111/2012, art. 2º).

Barrio subnormal: Es el asentamiento humano ubicado en las cabeceras de municipios o distritos que reúne los siguientes requisitos: (i) que no tenga servicio público domiciliario de energía eléctrica o que este se obtenga a través de derivaciones del sistema de distribución local o de una acometida, efectuadas sin aprobación del respectivo operador de red; (ii) que no se trate de zonas donde se deba suspender el servicio público domiciliario de electricidad, de conformidad con el artículo 139.2 de la Ley 142 de 1994, las normas de la Ley 388 de 1997 y en general en aquellas zonas en las que esté prohibido prestar el servicio y, iii) certificación del alcalde municipal o distrital o de la autoridad competente en la cual conste la clasificación y existencia de los barrios subnormales, la cual deberá ser expedida dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la respectiva solicitud efectuada por el operador de red.

(D. 111/2012, art. 2º)

Barrios normalizados: Entiéndase como tales, aquellos que han sido objeto de inversión con recursos Prone y que como resultado de la misma, han superado las condiciones que los catalogaban como zona subnormal urbana o barrio subnormal.

(D. 111/2012, art. 2º)

Base de inversiones. Es el conjunto de unidades constructivas que un operador de red requiere para prestar el servicio con una cobertura y calidad determinadas.

(D. 388/2007, art. 1º)

Cargos por uso regionales. Son los cargos por uso que define la CREG para cada ADD.

(D. 388/2007, art. 1º)

Cogeneración: Es el proceso mediante el cual a partir de una misma fuente energética se produce en forma combinada energía térmica y eléctrica, en procesos productivos industriales y/o comerciales para el consumo propio o de terceros y cuyos excedentes pueden ser vendidos o entregados en la red.

(D. 3683/2003, art. 2º)

Cogenerador: Es la persona natural o jurídica que produce y aprovecha la energía térmica y la eléctrica resultante del proceso de cogeneración, quien puede además vender sus excedentes energéticos o comprarlos en caso de faltantes, y que puede o no ser el p propietario del sistema de cogeneración.

(D. 3683/2003, art. 2º)

Comercializador minorista: Generador-comercializador, distribuidor-comercializador o comercializador que desarrolla la actividad de comercialización minorista.

(D. 387/200, art. 1º)

Comercialización de energía eléctrica: Es la actividad de compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta a los usuarios finales o a otros agentes del mismo mercado.

(D. 1590/2004, art. 1º)

Comercializador de energía eléctrica: Es la empresa de servicios públicos que desarrolla la actividad de comercialización de energía eléctrica.

(D. 1590/2004, art. 1º)

Comercializador incumbente: Es el comercializador que atiende el mayor número de usuarios subsidiados en un mercado de comercialización, según definiciones de mercado de comercialización para el servicio público de electricidad, mercado de comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física y mercado de comercialización en las zonas no interconectadas del presente decreto. El comercializador incumbente por mercado de comercialización, será definido por el Ministerio de Minas y Energía, teniendo en cuenta el número de usuarios reportados por los comercializadores en sus conciliaciones, para ser aplicado con vigencia semestral.

(D. 847/2001, art. 1º adicionado por el D. 201/2004, art. 1º)

PAR.—Se aclara que las definiciones de mercado de comercialización consignadas en las definiciones de mercado de comercialización para el servicio público de electricidad, mercado de comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física y mercado de comercialización en las zonas no interconectadas del presente decreto, se aplican solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios.

(D. 201/2004, art. 1º)

Conexión y acceso a redes. Es el derecho que tiene todo usuario o empresa del sector a utilizar las redes del sistema de transmisión nacional, de un sistema de transmisión regional y/o un sistema de distribución local, previo el cumplimiento de las normas que rijan el servicio, el pago de las retribuciones que correspondan y el principio de eficiencia consignado en la ley.

(D. 388/2007, art. 1º)

Consejo nacional: Se entenderá el Consejo Profesional Nacional de Ingeniarías eléctrica, mecánica y profesiones afines.

(D. 1873/96, art. 1º)

Consejos seccionales: Se entenderán los consejos profesionales seccionales de ingenierías eléctrica, mecánica y profesiones afines.

(D. 1873/96, art. 1º)

Consumo básico o de subsistencia. Es aquel que se destina a satisfacer las necesidades básicas de los usuarios de menores ingresos. Para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, el consumo de subsistencia será el que de acuerdo con la ley establezca el Ministerio de Minas y Energía, por intermedio de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME.

(D. 847/2001, art. 1º)

Contribución de solidaridad. Es un recurso público nacional, su valor resulta de aplicar el factor de contribución que determina la ley y la regulación, a los usuarios pertenecientes a los estratos 5 y 6 y a los industriales y comerciales, sobre el valor del servicio.

(D. 847/2001, art. 1º)

Costo base de comercialización: Componente de la fórmula tarifaria que remunera los costos fijos de las actividades desarrolladas por los comercializadores minoristas de energía eléctrica que actúan en el mercado regulado y que se causan por usuario atendido en un mercado de comercialización.

(D. 387/2007, art. 1º)

Costos medios del operador de red. Son los costos unitarios de inversión, administración, operación y mantenimiento aprobados por la CREG para cada operador de red conforme a la metodología que esta defina.

(D. 388/2007, art. 1º)

Desarrollos tecnológicos asociados al servicio de alumbrado público. (Nota: Adicionada la presente definición por el Decreto 943 de 2018 artículo 2º del Ministerio de Minas y Energía)

Estudios de inversión. Son el conjunto de análisis y estudios necesarios para evaluar desde el punto de vista técnico y económico, la viabilidad de emprender un proyecto de construcción de la nueva infraestructura en las zonas rurales que se pueden conectar al sistema interconectado nacional, SIN.

(D. 1122/2008, art. 2º)

Fondo de Energía Social (FOES): Es el sistema especial de cuentas a que hace referencia el artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, financiado con recursos provenientes del ochenta por ciento (80%) de las rentas de congestión producto de las exportaciones de energía eléctrica y del presupuesto general de la Nación, cuyo objeto consiste en cubrir un valor variable de hasta cuarenta y seis pesos ($46) por kilovatio hora del valor de la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia de los usuarios residenciales de estratos 1 y 2 de las áreas rurales de menor desarrollo, zonas de difícil gestión y barrios subnormales, que se asigna de acuerdo a la disponibilidad de recursos y que se considera inversión social en los términos de la Constitución Política y normas orgánicas de presupuesto, el cual es administrado por el Ministerio de Minas y Energía. Bajo ninguna circunstancia, constituirá un pasivo a cargo de la Nación y a favor de las empresas prestadoras de servicios públicos, los valores que por concepto de FOES no hayan alcanzado a cubrir la suma de cuarenta y seis pesos ($ 46) por kilovatio hora, desde la fecha de creación de este sistema, toda vez que esta cifra máxima de cuarenta y seis pesos ($ 46) por kilovatio hora, constituye un límite máximo dependiendo de la disponibilidad de recursos.

(D. 111/2012, art. 2º)

Fuentes no convencionales de energía (FNCE). Son aquellos recursos de energía disponibles a nivel mundial que son ambientalmente sostenibles, pero que en el país no son empleadas o son utilizados de manera marginal y no se comercializan ampliamente. Se considera (FNCE) la energía nuclear o atómica y las FNCER. Otras fuentes podrán ser consideradas como FNCE según lo determine la UPME.

(L. 1715/2014, art. 5º)

Margen de comercialización: Margen a reconocer a los comercializadores minoristas que atienden usuarios regulados, que refleja los costos variables de la actividad.

(D. 387/2007, art. 1º)

Mercado de comercialización: Conjunto de usuarios regulados y no regulados conectados a un mismo sistema de transmisión regional y/o distribución local, servido por un mismo operador de red (OR), y los conectados al STN del área de influencia del respectivo OR.

(D. 387/2007, art. 1º)

Mercado de comercialización para el servicio público de electricidad. Es el conjunto de usuarios finales conectados directamente al sistema de un mismo operador de red, para el cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas le ha aprobado cargos por uso del sistema de transmisión regional y/o sistema de distribución local. Esta definición aplica solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios.

(D. 847/2001, art. 1º; adicionado por el D. 201/2004, art. 1º, par.)

Mercado de comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física. Es el conjunto de usuarios finales conectados directamente a una misma red de distribución, para la cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas ha aprobado el cargo respectivo. Esta definición aplica solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios.

(D. 847/2001, art. 1º; adicionado por el D. 201/2004, art. 1º, par.)

Mercado de comercialización en las zonas no interconectadas. Es el conjunto de usuarios finales conectados directamente a un mismo sistema eléctrico que no hace parte del sistema interconectado nacional. Esta definición aplica solo para efectos de subsidios y contribuciones y no para efectos regulatorios

(D. 847/2001, art. 1º, adicionado por el D. 201/2004, art. 1º, par.)

Período de continuidad: Es aquel periodo de tiempo acordado entre la Empresa de Servicio Público y el suscriptor comunitario, en el cual se prestará el servicio público de energía eléctrica de forma horaria en un solo día, o diaria en una semana, o cualquier combinación. En todo caso el período de continuidad estará en función del pago que efectivamente realice el suscriptor comunitario.

(D. 111/2012, art. 2º)

Profesiones afines: Se consideran como ramas o profesiones afines de las ingenierías eléctrica y mecánica las siguientes profesiones: ingeniería nuclear, ingeniería metalúrgica, ingeniería de telecomunicaciones, ingeniería aeronáutica, ingeniería electrónica, ingeniería electromecánica, ingeniería naval.

(D. 1873/96, art. 1º)

Operador de red de sistemas de transmisión regional (STR) y los sistemas de distribución local (SDL) - (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen cargos por uso de los STR y/o SDL aprobados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos.

(D. 1122/2008, art. 2º; concordante con el D. 847/2001, art. 1º)

Rentas de congestión: Rentas económicas que se originan como efecto de la congestión de un enlace internacional, son efecto de las diferencias de precios que se tienen en los nodos frontera congestionados.

(D. 111/2012, art. 2º)

Servicio de alumbrado público. Es el servicio público no domiciliario que se presta con el objeto de proporcionar exclusivamente la iluminación de los bienes de uso público y demás espacios de libre circulación con tránsito vehicular o peatonal, dentro del perímetro urbano y rural de un municipio o distrito. El servicio de alumbrado público comprende las actividades de suministro de energía al sistema de alumbrado público, la administración, la operación, el mantenimiento, la modernización, la reposición y la expansión del sistema de alumbrado público.

PAR.—La iluminación de las zonas comunes en las unidades inmobiliarias cerradas o en los edificios o conjuntos residenciales, comerciales o mixtos, sometidos al régimen de propiedad respectivo, no hace parte del servicio de alumbrado público y estará a cargo de la copropiedad o propiedad horizontal. También se excluyen del servicio de alumbrado público la iluminación de carreteras que no estén a cargo del municipio o distrito.

(D. 2424/2006, art. 2º)

(Nota: Modificada la presente definición por el Decreto 943 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

Servicios energéticos: Es una gama de servicios técnicos y comerciales que buscan optimizar y/o reducir el consumo de toda forma de energía por parte de los usuarios finales. Para el caso del servicio público de energía eléctrica y gas es un servicio inherente.

(D. 3683/2003, art. 2º)

Sistema de alumbrado público. Comprende el conjunto de luminarias, redes, transformadores de uso exclusivo y en general, todos los equipos necesarios para la prestación del servicio de alumbrado público, que no formen parte del sistema de distribución.

(D. 2424/2006, art. 3º)

(Nota: Modificada la presente definición por el Decreto 943 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

Sistema único de información, SUI: Es el sistema de información a que hace referencia el artículo 14 de la Ley 689 de 2001 y que es administrado, mantenido y operado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

(D. 111/2012, art. 2º)

Subsidio. Es la diferencia entre lo que se paga por un bien o servicio, y el costo de este, cuando tal costo es mayor al pago que se recibe, y se refleja como el descuento en el valor de la factura a los usuarios de menores ingresos.

(D. 847/2001, art. 1º)

Suscriptor comunitario: Es el grupo de usuarios ubicados en un área especial de prestación del servicio, representados por:

i) Un miembro de la comunidad o una persona jurídica que es elegida o designada por ella misma y ha obtenido el reconocimiento del alcalde municipal o distrital, según sea el caso, pudiendo ser reemplazado sólo por aquel que lo eligió.

ii) La junta o juntas de acción comunal de la respectiva área especial, en los términos de la Ley 743 de 2002, reglamentada por el Decreto 2350 de 2003 y que ha suscrito un acuerdo en las condiciones del artículo 15 del presente decreto.

(D. 111/2012, art. 2º)

Universalización del servicio. Objetivo consistente en ampliar la cobertura del servicio eléctrico a toda la población, así como, garantizar el sostenimiento de dicho servicio a la población ya cubierta por el mismo, teniendo en cuenta criterios técnicos y económicos

(D. 388/2007, art. 1º)

Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se denomina también consumidor.

(D. 1122/2008, art. 2º)

Usuarios de menores ingresos. Son las personas naturales que se benefician de un servicio público y que pertenecen a los estratos 1 y 2; la Comisión de Regulación de Energía y Gas definirá las condiciones para que los usuarios del estrato 3, de las zonas urbanas y rurales sean considerados como usuarios de menores ingresos. Para ser beneficiario del subsidio es requisito que al usuario se le facture el respectivo servicio público de energía o gas combustible distribuido por red física.

(D. 847/2001, art. 1º)

Ventas de los comercializadores minoristas: Corresponde a la energía eléctrica facturada por los comercializadores minoristas a los usuarios finales que sirven en un mercado de comercialización.

(D. 387/2007, art. 1º)

Valor del servicio. Es el resultante de aplicar las tarifas de energía eléctrica o de gas combustible distribuido por red física, según la fórmula tarifaria establecida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, a las cantidades de electricidad o gas consumidas por el usuario durante un período de tiempo. Este valor incluye el cargo fijo, si hay lugar a ello en la estructura tarifaria.

Para los usuarios de que trata el artículo 89.5 de la Ley 142 de 1994, el valor del servicio será igual al costo económico de suministro en puerta de ciudad.

(D. 847/2001, art. 1º)

Zonas de difícil gestión: Conjunto de usuarios ubicados en una misma zona geográfica conectada al sistema interconectado nacional, susceptible de ser aislado eléctricamente por el mismo circuito alimentador de nivel II, que presenta durante el último año en forma continua, una de las siguientes características:

(i) Cartera vencida mayor a noventa días por parte del cincuenta por ciento (50%) o más de los usuarios de estratos 1 y 2 pertenecientes a la zona, o (ii) Niveles de pérdidas de energía superiores al cuarenta por ciento (40%) respecto a la energía de entrada al sistema de distribución local que atiende exclusivamente a dicha zona.

Para ambos eventos los indicadores serán medidos como el promedio de los últimos 12 meses. Así mismo el comercializador de energía eléctrica, debe demostrar que los resultados de la gestión en cartera y pérdidas han sido negativos por causas no imputables a la propia empresa.

Para el registro y certificación de nuevas áreas de difícil gestión el conjunto de usuarios deberá corresponder como máximo a la delimitación geográfica de un barrio.

Para acreditar lo anterior, la empresa deberá presentar ante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, certificación suscrita por la auditoría externa de gestión y resultados o por su representante legal, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 51 de la Ley 142 de 1994 y demás normas que la modifiquen y/o adicionen. Dicha certificación, debe ir acompañada con la memoria de cálculo respectiva para cada una de las áreas reportadas al sistema único de información (SUI).

(D. 111/2012, art. 2º; modificado por el D. 1144/2013, art. 1º)

Zonas rurales interconectadas. Se considerará como la zona rural donde se podrá construir la nueva infraestructura eléctrica que permitirá ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía, mediante la extensión de redes provenientes del sistema interconectado nacional, SIN. La zona rural como tal, deberá ser certificada por escrito por el representante legal del ente territorial, conforme a los términos establecidos en las leyes 388 de 1997, 732 de 2002 y las normas que la modifiquen o sustituyan.

(D. 1122/2008, art. 2º)

Zona territorial. Corresponde a la zona del mercado de comercialización atendido por la empresa prestadora del servicio público de energía eléctrica o de gas combustible distribuido por red física.

(D. 847/2001, art. 1º)

(Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO 2

Actividades principales y complementarias del sector eléctrico

SECCIÓN 1

Generación, transmisión, distribución y comercialización

ART. 2.2.3.2.1.1.—Funciones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. La Comisión de Regulación de Energía y Gas ejercerá las funciones que señala el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, en los términos previstos en dicha ley y demás disposiciones concordantes.

(D. 1524/94, art. 2º)

ART. 2.2.3.2.1.2.—Delegación de funciones. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo anterior, delegase en la Comisión de Regulación de Energía y Gas las funciones presidenciales a las que se refiere el artículo 68, y las disposiciones concordantes de la Ley 142 de 1994, “por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones”, para que las ejerza en la forma prevista en esta ley, en relación con los servicios públicos respectivos.

(D. 2253/94, art. 1º)

ART. 2.2.3.2.1.3.—Eximente de responsabilidad. La delegación de funciones a que se refiere esta sección exime de responsabilidad al Presidente de la República, la cual corresponderá exclusivamente a las comisiones delegatarias, cuyos actos o resoluciones podrá siempre reformar o revocar el Presidente, reasumiendo la responsabilidad consiguiente.

(D. 2253/94, art. 2º)

ART. 2.2.3.2.1.4.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2108 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Adicionado inciso segundo al presente artículo por el Decreto 388 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 2

Políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad

ART. 2.2.3.2.2.1.—Conformación de áreas de distribución. El Ministerio de Minas y Energía conformará áreas de distribución (ADD), sin perjuicio de que en ellas preste el servicio uno o más operadores de red. Para cada ADD, la CREG definirá cargos por uso únicos por nivel de tensión de suministro y hora del día. Adicionalmente la CREG podrá implementar diferentes opciones tarifarias para la remuneración de las redes de distribución, las cuales serán aplicables a todos los usuarios de cada ADD.

La conformación de las ADD buscará aproximar, hasta donde ello sea factible, los cargos por uso que enfrenten los usuarios finales del sistema interconectado nacional.

La CREG determinará los procedimientos aplicables para que se realice la asignación y distribución de recursos a que haya lugar entre los diferentes operadores de red, con mecanismos que incentiven la eficiencia de los OR en cada ADD. De igual manera, para la conformación de las ADD, la CREG podrá hacer uso de las disposiciones establecidas en el inciso 73.14 del artículo 73 de la Ley 142.

(D. 388/2007, art. 3º modificado por el D. 2492/2014, art. 4º)

ART. 2.2.3.2.2.2.—Políticas para la remuneración de los sistemas de transmisión regional (STR) y los sistemas de distribución local (SDL). Para definir la base de las inversiones que será reconocida por el regulador a los operadores de red (OR), para efectos de la fijación de los cargos por uso, se incluirá la totalidad de la red que se encuentre en operación a la fecha que establezca la CREG. La CREG podrá excepcionalmente, reconocer activos por menor valor, si encuentra que no cumplen con criterios de eficiencia técnica. En estos casos, deberá exponer las razones para el reconocimiento del menor valor del activo. En todo caso la remuneración que apruebe la CREG deberá garantizar los requerimientos de reposición del activo, asegurando la continuidad en la prestación del servicio. Una vez se reconozca un activo en la base de inversiones, su inclusión se mantendrá en las revisiones tarifarías sucesivas, en tanto el activo continúe en servicio. En la definición de la base de las inversiones, la CREG tendrá en cuenta las disposiciones establecidas en el artículo 2.2.3.2.2.3.6 del presente decreto. (Modificado por el D. 3451/2008, art. 1º).

(D. 388/2007, art. 4º)

ART. 2.2.3.2.2.3.—(Derogado).* Políticas para la expansión de los sistemas de transmisión regional (STR) y los sistemas de distribución local (SDL). Con el fin de propender por alcanzar la universalización del servicio, los cargos por uso regionales y los costos medios de los operadores de red deberán considerar la base de inversiones de los operadores de red del ADD y los gastos eficientes de administración, operación y mantenimiento.

La CREG definirá la metodología de remuneración para aquellos proyectos de expansión cuyo costo sea inferior al costo medio vigente aprobado para el respectivo sistema. Para los proyectos de expansión restantes se aplicará lo siguiente:

Para la expansión de los STR el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue podrá realizar convocatorias públicas, teniendo en cuenta los criterios económicos definidos por la CREG, para la construcción y/o operación del activo. En este caso la remuneración se determinará según el resultado de la convocatoria.

En caso de no utilizarse convocatorias y durante la vigencia del período tarifario, en el evento en que entren en operación unidades constructivas cuyo costo de inversión, administración, operación y/o mantenimiento por kWh resulte superior al costo medio vigente aprobado por la CREG para el OR a cuyas redes se conecte el proyecto, tanto los cargos por uso como los costos medios del operador de red serán actualizados a más tardar a partir de los tres meses inmediatamente siguientes a la entrada en operación del activo correspondiente, considerando la inversión y la demanda asociada al proyecto. Lo anterior siempre y cuando dichos activos cumplan con los criterios de eficiencia y de expansión definidos previamente por la CREG y la UPME, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

a) Se deberá cumplir con los criterios de eficiencia referidos. Para la incorporación de proyectos en la base de inversiones, estos deberán ser aprobados por la UPME, para lo cual, el OR al que se conectará el proyecto, deberá presentarlo ante esta entidad previamente a su ejecución.

b) Los proyectos de inversión en expansión de cobertura y cuya ejecución sea del interés del Gobierno Nacional y/o los entes territoriales, deberán ser presentados a través de los operadores de red ante la UPME para su evaluación y concepto.

c) Para los SOL, el operador de red al cual se conecta un proyecto, sujeto al cumplimiento de los criterios de eficiencia citados, será el encargado de operario. Si no existe interés por parte del OR en la construcción de dicho proyecto, el Ministerio de Minas y Energía, o la entidad que este designe, a través de convocatoria pública podrá adjudicar la construcción del mismo. (Modificado por el D. 3451/2008, art. 2º).

(D. 388/2007, art. 5º)

*(Nota: Derogado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 8° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.2.4.—Determinación de áreas de distribución. El Ministerio de Minas y Energía determinará las áreas de distribución, una vez la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, defina la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución incluyendo las fórmulas de cálculo de los cargos únicos por niveles de tensión y fije el procedimiento de distribución de los ingresos provenientes del recaudo del cargo único de los OR que operan en dichas áreas y determine para los operadores de red los cargos por uso.

ART. 2.2.3.2.2.5.—(Derogado).* Cambio de conexión entre niveles de tensión y conexión y acceso a redes. Con el fin de no afectar las condiciones de conexión y acceso de todos los usuarios que hacen uso del sistema de transmisión nacional, los sistemas de transmisión regional y/o los sistemas de distribución local, la CREG definirá las condiciones técnicas objetivas que deberán cumplirse para que el cambio de conexión de un usuario a un nivel de tensión superior, sea posible y recomendable.

(D. 388/2007, art. 6º)

*(Nota: Derogado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 8° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.2.6.—Tratamiento de los activos de distribución financiados a través de recursos públicos. Los activos de distribución financiados con recursos provenientes del presupuesto nacional, territorial o municipal serán operados por el OR al cual se conectan. De ser necesario, la CREG definirá la remuneración adicional que requiere el OR para cubrir los gastos de administración, operación y mantenimiento de los respectivos activos. Estos proyectos deberán cumplir con lo establecido en el artículo 5º del presente decreto en lo relacionado con criterios de eficiencia y expansión.

El valor de la inversión asociada con los activos así financiados, hará parte de la base de inversiones del OR una vez termine su vida útil normativa, según definición de la CREG. Con este fin, la CREG exigirá la información a que haya lugar.

PAR. 1º—En los casos en que el OR realice reposición de unidades constructivas asociadas con estos activos, podrá solicitar la inclusión de dichas unidades en la base de inversiones, de acuerdo con la regulación vigente. El tratamiento aplicable a los activos de nivel de tensión 1, será definido por la CREG.

PAR. 2º—En aquellos casos en los cuales los OR, previa la expedición de este decreto, hayan recibido recursos de los entes territoriales para financiar gastos de administración, operación y mantenimiento que vayan a ser remunerados según lo dispuesto en este artículo, deberán acordar con el ente territorial la devolución de dichos recursos.

(D. 388/2007, art. 7º)

ART. 2.2.3.2.2.7.—Barrios subnormales. Los municipios son los responsables de la prestación directa del servicio público de energía eléctrica en los casos previstos en el artículo 6º de la Ley 142 de 1994. En consecuencia, previa solicitud de la alcaldía respectiva, los operadores de red deberán desarrollar los proyectos relacionados con la normalización del servicio en estos barrios, siempre que sea técnica, económica y financieramente factible.

Si la respectiva alcaldía municipal o distrital, no manifiesta en forma expresa su solicitud para que el OR proceda a normalizar las redes de un barrio subnormal, o habiéndolo hecho, no ejecuta las acciones necesarias para que la normalización sea posible, la alcaldía municipal o distrital, será el prestador del servicio según lo dispone la ley.

(D. 388/2007, art. 8º)

ART. 2.2.3.2.2.8.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1513 de 2016 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 2.1

Régimen transitorio especial en materia tarifaria para la prestación del servicio público de energía eléctrica en la región caribe

(Nota: Adicionado por el Decreto 1645 de 2019 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.2.1.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1645 de 2019 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.2.1.2.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1645 de 2019 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.2.1.3.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1645 de 2019 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.2.1.4.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1645 de 2019 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.2.1.5.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1645 de 2019 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 3

Procedimiento para la contratación de áreas de servicio exclusivo para la prestación del servicio público de energía eléctrica en las zonas no interconectadas

ART. 2.2.3.2.3.1.—Proceso de selección. Para efectuar la selección del contratista, el Ministerio de Minas y Energía dará aplicación al procedimiento establecido en el capítulo 4. Distribución del título de gas natural. Los demás aspectos para el establecimiento de cada área de servicio exclusivo de energía eléctrica en las zonas no interconectadas, serán establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.

(D. 2220/2008, art. 1º)

ART. 2.2.3.2.3.2.—Asunción de competencias. Una vez el Ministerio de Minas y Energía obtenga el pronunciamiento favorable de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, asumirá las competencias a que aluden los artículos 5º y 7º de la Ley 142 de 1994 y 57 de la Ley 143 de 1994, para asignar la prestación de todas las actividades involucradas en el servicio público de energía eléctrica en las zonas no interconectadas.

(D. 2220/2008, art. 2º)

ART. 2.2.3.2.3.3.—Lineamientos tendientes a promover la gestión eficiente de la energía. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, deberá incluir en el diseño de los cargos que remuneran las actividades de transmisión y distribución, tarifas horarias y/o canasta de tarifas de forma tal que permitan incentivar económicamente el uso más eficiente de la infraestructura y la Reducción de costos de prestación del servicio.

De igual forma, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, deberá diseñar mecanismos en la fórmula tarifaria que permitan que al usuario final lleguen señales horarias.

PAR.—Las tarifas horarias y demás opciones tarifarias solo aplicarán a los usuarios que cuenten con el equipo de medida necesario para su implementación.

(D. 2492/2014, art. 1º)

ART. 2.2.3.2.3.4.—Planes de expansión. En la elaboración del plan energético nacional, el plan de expansión de referencia y el plan indicativo de expansión de cobertura de energía eléctrica, la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, deberá considerar criterios de respuesta de la demanda.

(D. 2492/2014, art. 2º)

ART. 2.2.3.2.3.5.—Participación en el mercado mayorista. La CREG diseñará los mecanismos necesarios para que los usuarios, voluntariamente, puedan ofertar reducciones o desconexiones de demanda en el mercado mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al sistema interconectado nacional, respaldar obligaciones de energía firme, reducir los precios en la bolsa de energía y los costos de restricciones.

La remuneración de los agentes que reduzcan o desconecten su demanda deberá cumplir el criterio de eficiencia económica.

PAR. 1º—La CREG adoptará dicho mecanismo en un plazo de doce (12) meses contados a partir del 3 de diciembre de 2014.

PAR. 2º—La CREG establecerá las condiciones necesarias para que los usuarios participen en este esquema.

(D. 2492/2014, art. 3º)

SECCIÓN 4

Lineamientos de política energética en materia de entrega de excedentes de autogeneración

ART. 2.2.3.2.4.1.—Simetría en las condiciones de participación en el mercado mayorista entre los generadores y autogeneradores a gran escala. Al expedir la regulación para la entrega de excedentes de los autogeneradores, la CREG tendrá en cuenta que estos tengan las mismas aplicables a una planta de generación con condiciones similares en cuanto a la cantidad de energía que entrega a la red. Esto incluye los derechos, costos y responsabilidades asignados en el reglamento de operación, reportes de información, condiciones de participación en el mercado mayorista, en el despacho central y en el esquema de cargo por confiabilidad, entre otros.

(D. 2469/2014, art. 1º)

ART. 2.2.3.2.4.2.—Contrato de respaldo. Los autogeneradores a gran escala estarán obligados a suscribir un contrato de respaldo con el operador de red o transportador al cual se conecten. Los operadores de red o transportadores según sea el caso, diseñarán estos contratos, los cuales serán estándar y deberán estar publicados en las páginas web de la respectiva empresa.

La CREG dará los lineamientos y contenido mínimo de estos contratos y establecerá la metodología para calcular los valores máximos permitidos en metodologías tarifarias para remunerar la actividad de distribución y transmisión.

(D. 2469/2014, art. 2º)

ART. 2.2.3.2.4.3.—Límite mínimo de la autogeneración a gran escala. La UPME establecerá, en un período de seis (6) meses, el límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala, el cual se podrá actualizar si las variables que se tuvieran en cuenta para su determinación cambian significativamente. Este tendrá en cuenta criterios técnicos y económicos y no podrá ser superior al límite mínimo de potencia establecido por regulación para que una planta de generación pueda ser despachada centralmente.

PAR. TRANS.—Hasta tanto la UPME no determine este valor y se expida por el Ministerio de Minas y Energía la política aplicable para la autogeneración a pequeña escala, así como por la CREG la reglamentación correspondiente, todos los autogeneradores serán considerados como autogenerador a gran escala.

(D. 2469/2014, art. 3º)

ART. 2.2.3.2.4.4.—Parámetros para ser considerado autogenerador. El autogenerador de energía eléctrica deberá cumplir cada uno de los siguientes parámetros:

1. La energía eléctrica producida por la persona natural o jurídica se entrega para su propio consumo, sin necesidad de utilizar activos de uso del sistema de transmisión nacional y/o sistemas de distribución.

2. La cantidad de energía sobrante o excedente puede ser superior en cualquier porcentaje al valor de su consumo propio.

3. El autogenerador deberá someterse a las regulaciones establecidas por la CREG para la entrega de los excedentes de energía a la red. Para lo anterior el autogenerador a gran escala deberá ser representado ante el mercado mayorista por un agente comercializador o por un agente generador.

4. Los activos de generación pueden ser de propiedad de la persona natural o jurídica o de terceros y la operación de dichos activos puede ser desarrollada por la misma persona natural o jurídica o por terceros.

(D. 2469/2014, art. 4º)

SECCIÓN 4A

Lineamientos de política energética en materia de gestión eficiente de la energía y entrega de excedentes de autogeneración a pequeña escala

(Nota: Adicionada por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART 2.2.3.2.4.5.—(Nota: Adicionado por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.4.6.—(Nota: Adicionado por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.4.7.—(Nota: Adicionado por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.4.8.—(Nota: Adicionado por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.4.8.(sic)—(Nota: Adicionado por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.4.9.—(Nota: Adicionado por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.2.4.10.—(Nota: Adicionado por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Adicionada por el Decreto 348 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 5

Políticas generales en relación con la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica

ART. 2.2.3.2.5.1.—Políticas para el desarrollo de la actividad de comercialización minorista. Con el fin de asegurar que los beneficios derivados de la competencia se extiendan a todos los usuarios del servicio de energía eléctrica, la CREG deberá adoptar normas que garanticen el tratamiento simétrico en la asignación de derechos y obligaciones entre los agentes comercializadores minoristas que operan en el sistema interconectado nacional.

En desarrollo de lo anterior, la CREG aplicará los siguientes criterios:

a) Se reconocerá el costo de la energía adquirida por los comercializadores minoristas que atienden usuarios regulados. Dicha energía deberá ser adquirida a través de los mecanismos de mercado establecidos por la CREG;

b) La regulación creará los mecanismos para incentivar la implantación de planes de reducción de pérdidas de energía eléctrica de corto, mediano y largo plazo para llegar a niveles eficientes en cada mercado de comercialización;

c) El operador de red será el responsable por la gestión integral de las pérdidas de energía en el mercado de comercialización asociado a sus redes;

d) La CREG le reconocerá al or el costo eficiente del plan de reducción de pérdidas no técnicas, el cual será trasladado a todos los usuarios regulados y no regulados conectados al respectivo mercado;

e) Todos los comercializadores minoristas que participen en un mercado de comercialización tendrán la obligación de suministrar la información pertinente sobre consumo y medición para el logro de los objetivos planteados en el presente artículo.

PAR.—Los planes de reducción de pérdidas ordenados por los literales b), c) y d) del presente artículo entrarán en aplicación una vez entren en vigencia los cargos de distribución aprobados mediante la metodología de remuneración de la actividad de distribución que reemplace la establecida en la Resolución CREG 97 de 2008.

ART. 2.2.3.2.5.2.—Adecuación de los mecanismos de medición a los usuarios residenciales industriales y comerciales regulados. La CREG analizará la factibilidad y la conveniencia de flexibilizar los requisitos de medida de los consumos de los usuarios regulados.

(D. 387/2007, art. 4º)

ART. 2.2.3.2.5.3.—Compras de energía para el mercado regulado. La CREG regulará el nuevo marco aplicable a las compras de electricidad con destino al mercado regulado con el objeto de que todos los usuarios obtengan los beneficios de la competencia en el mercado mayorista de energía.

(D. 387/2007, art. 5º)

SECCIÓN 6

De los subsidios y contribuciones

ART. 2.2.3.2.6.1.—Giros. El Ministerio de Minas y Energía con cargo a los recursos disponibles apropiados para el pago de los subsidios a los servicios públicos de energía eléctrica y gas, podrá efectuar giros y/o pagos parciales con base en los valores históricos reportados por los prestadores del servicio y correspondientes al trimestre anterior en firme. Para estos efectos, los giros y/o pagos parciales en ningún caso podrán superar el ochenta (80%) del valor reportado en el trimestre anterior en firme. No obstante, el primer giro o pago que se realice en cada periodo podrá ser cómo máximo por una suma equivalente al cincuenta por ciento (50%) del valor reportado en el trimestre anterior en firme.

(D. 731/2014, art. 1º)

ART. 2.2.3.2.6.2.—Procedimiento. Para los efectos de lo establecido en el artículo anterior y en lo que fuere aplicable, los prestadores del servicio de energía eléctrica y gas darán cumplimiento a lo señalado en el artículo 2.2.3.2.6.1.4 del título de energía eléctrica del presente decreto.

(D. 731/2014, art. 2º)

ART. 2.2.3.2.6.3.—Tarifas. La Comisión de Regulación de Energía y Gas reconocerá, mediante los mecanismos que estime pertinentes, en las tarifas resultantes de los procesos de revisión tarifaria de que trata el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, los efectos económicos causados a partir de la fecha de la respectiva petición de revisión, siempre que sean derivados de las características especiales de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica o de gas de cada región y que hayan sido reconocidas por la misma comisión.

(D. 3860/2005, art. 1º)

ART. 2.2.3.2.6.4.—Gradualidad de la tarifa. Para evitar el inmediato y directo impacto en las tarifas, el efecto tarifario que resulte de la aplicación del artículo anterior se realizará en forma gradual, comenzando a partir del primer día calendario que corresponda al mes inmediatamente siguiente a aquel en que quede en firme la resolución que modifique las tarifas y hasta la fecha de vencimiento del período de vigencia de las fórmulas tarifarias o el momento que determine la propia comisión.

(D. 3860/2005, art. 2º)

SUBSECCIÓN 6.1

Liquidación, cobro, recaudo y manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física

ART. 2.2.3.2.6.1.1.—Naturaleza del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos para los servicios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física. El Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos de la Nación - Ministerio de Minas y Energía, de que trata el artículo 89.3 de la Ley 142 de 1994 y el artículo 4º de la Ley 632 de 2000 es un fondo cuenta especial de manejo de recursos públicos, sin personería jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Nacional, el estatuto orgánico del presupuesto general de la Nación y las demás normas legales vigentes; cuenta en la cual se incorporarán en forma separada y claramente identificable para cada uno de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, los recursos provenientes de los excedentes de la contribución de solidaridad una vez se apliquen para el pago de la totalidad de los subsidios requeridos en las respectivas zonas territoriales.

(D. 847/2001, art. 2º)

ART. 2.2.3.2.6.1.2.—Funciones del Ministerio de Minas y Energía en relación con el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos. Corresponde al Ministerio de Minas y Energía en relación con el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, además de desarrollar las funciones establecidas en las leyes, las siguientes:

1. Presentar el anteproyecto de presupuesto relacionado con los montos de los recursos que se asignarán para el pago de subsidios con cargo al presupuesto general de la Nación y con recursos del fondo.

2. Determinar el monto de las contribuciones facturadas y los subsidios aplicados que se reconocerán trimestralmente a las empresas que los facturen, en el proceso de conciliación de subsidios y contribuciones de solidaridad.

3. Administrar y distribuir los recursos del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos y/o del presupuesto nacional, de conformidad con las leyes vigentes.

(D. 847/2001, art. 3º)

ART. 2.2.3.2.6.1.3.—Contabilidad interna. Las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios deberán, en contabilidad separada, llevar las cuentas detalladas de los subsidios y las contribuciones de solidaridad facturadas y de las rentas recibidas por concepto de contribución o por transferencias de otras entidades para sufragar subsidios, así como de su aplicación.

Cuando una misma empresa de servicios públicos tenga por objeto la prestación de dos o más servicios públicos domiciliados, las cuentas de que trata el presente artículo deberán llevarse de manera independiente para cada u no de los servicios que presten y los recursos no podrán destinarse para otorgar subsidios a usuarios de un servicio público diferente de aquel del cual se percibió la respectiva contribución.

(D. 847/2001, art. 4º)

ART. 2.2.3.2.6.1.4.—Procedimiento interno. Las entidades prestadoras de servicios públicos, efectuarán y enviarán trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía, la conciliación de sus cuentas de subsidios y contribuciones de solidaridad, de conformidad con lo dispuesto en este artículo y la metodología establecida por el Ministerio de Minas y Energía (modificado por el D. 201/2004, art. 2º).

a) Liquidación, reportes y validación. Los comercializadores, autogeneradores y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, efectuarán liquidación trimestral de subsidios y contribuciones por mercado de comercialización, según definiciones de mercado de comercialización para el servicio público de electricidad, mercado de comercialización para el servicio público de gas combustible distribuido por red física y mercado de comercialización en las zonas no interconectadas del presente decreto, con corte al último día de cada trimestre calendario, teniendo en cuenta los subsidios otorgados, las contribuciones facturadas, los giros recibidos de los comercializadores no incumbentes, incluyendo los rendimientos o intereses de mora, las transferencias del presupuesto de la Nación y/o entidades territoriales por pagos por menores tarifas y los giros del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.

Los comercializadores, autogeneradores y transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, deberán reportar al Fondo de Solidaridad - Ministerio de Minas y Energía, la conciliación trimestral de sus cuentas de subsidios y contribuciones, dentro de treinta (30) días calendario siguientes al cierre del respectivo trimestre, de conformidad con la metodología establecida por este ministerio, anexando todos la información soporte requerida, para su validación.

El ministerio emitirá su validación mediante comunicación escrita en el evento de no encontrar ninguna objeción. En caso contrario, los comercializadores podrán justificar las diferencias remitiendo al ministerio la información aclaratoria dentro del mes siguiente a la fecha en la que reciba la comunicación escrita sobre el particular. Si transcurrido este plazo el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos no recibe las aclaraciones que justifiquen la diferencia, la validación final se hará con base en la validación inicial realizada por el Ministerio de Minas y Energía, la cual quedará en firme. Este ministerio se reserva el derecho de efectuar las auditorías respectivas cuando lo estime necesario.

En el caso de empresas que presenten un mayor superávit con la validación final, la diferencia entre el valor validado por el Ministerio de Minas y Energía y el reportado por la empresa deberá ser girada, junto con sus rendimientos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección monetaria a partir del día siguiente del cierre del trimestre calendario respectivo, al comercializador incumbente o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, según sea el caso, de acuerdo con las instrucciones establecidas por el Ministerio de Minas y Energía.

b) Giros. Los comercializadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, que al efectuar la liquidación trimestral por mercado de comercialización, presenten superávit, lo girarán de la siguiente manera:

i) Los comercializadores no incumbentes por mercado de comercialización, girarán al comercializador incumbente el respectivo superávit, dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario siguientes al cierre del trimestre respectivo.

ii) Los comercializadores incumbentes girarán al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos dentro de los cuarenta y cinco (45) días calendario siguientes al cierre del trimestre respectivo.

iii) Los comercializadores no incumbentes que facturen contribuciones y no atiendan usuarios subsidiados deberán girar dicha contribución, dentro de los veinte (20) días calendario siguientes a la fecha de facturación, al comercializador incumbente por mercado de comercialización en el cual se encuentren los usuarios aportantes.

PAR. 1º—En caso de presentarse algún conflicto, el Ministerio de Minas y Energía, definirá los criterios para hacer la transferencia de los excedentes de las contribuciones de solidaridad y para la realización de los giros declarados no es necesario que medie comunicación alguna.

PAR. 2º—El incumplimiento de envío de la información dentro del plazo establecido de la liquidación trimestral, será reportado por el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para lo pertinente a su función de vigilancia y control.

PAR. 3º—Los recursos que por mandato de la ley son propiedad del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, deberán ser consignados en los plazos y cuentas definidos por el Ministerio de Minas y Energía o por quien este designe como administrador del fondo. Dichas cuentas deberán contar con la aprobación de la dirección del tesoro nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

PAR. 4º—Excepto para el inciso iii) del literal b) del presente artículo, la totalidad de los rendimientos financieros generados por los superávit declarados, deberán ser girados a las empresas incumbentes o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, calculados de acuerdo con la tasa de corrección monetaria a partir del día siguiente del cierre del trimestre calendario respectivo.

Se causarán intereses moratorios de la legislación tributaria cuando los comercializadores, autogeneradores o transportadores de energía eléctrica y de gas combustible distribuido por red física, no hayan realizado los giros al comercializador incumbente o al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos después de transcurridos los plazos establecidos en el literal b) de este artículo, para cada uno de los casos.

PAR. 5º—Conforme a lo previsto en el numeral 89.6 del artículo 89 de la Ley 142 de 1994, los incumplimientos derivados del recaudo de los recursos legalmente asignados al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos serán sancionados, en lo pertinente, en los términos previstos en el título III “Sanciones” del libro quinto del Decreto 624 de 1989, por el cual se expide el estatuto tributario de los impuestos administrados por la Dirección General de Impuestos Nacionales.

(D. 847/2001, art. 5º, modificado por el D. 201/2004, art. 2º y por el D. 4272/2004, art. 1º)

ART. 2.2.3.2.6.1.5.—Sujetos responsables de la facturación y recaudo de la contribución de solidaridad. Son responsables de la facturación y recaudo de la contribución de solidaridad, las siguientes personas:

1. Las empresas prestadoras de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.

2. Las personas autorizadas conforme a la ley y a la regulación para comercializar energía eléctrica o gas combustible distribuido por red física.

3. Las personas que generen su propia energía, la enajenen a terceros y tengan una capacidad instalada superior a los 25.000 kilovatios, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 89.4 de la Ley 142 de 1994.

4. Las personas que suministren o comercialicen gas combustible por red física con terceros en forma independiente, de acuerdo con lo dispuesto por el artículo 89.5 de la Ley 142 de 1994.

PAR. 1º—Las personas de que trata este artículo deberán transferir los superávits del valor de la contribución con sujeción a las instrucciones que para el efecto le indique el Ministerio de Minas y Energía - Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos.

PAR. 2º—Las personas que de acuerdo con el presente artículo recauden contribuciones de solidaridad, deberán hacer devoluciones a los usuarios de sumas cobradas por tal concepto, cuando estos demuestren que tienen derecho a ello, según la ley, utilizando para ello el mecanismo que para tal fin prevé el artículo 154 de la Ley 142 de 1994 y harán los débitos correspondientes.

(D. 847/2001, art. 6º)

ART. 2.2.3.2.6.1.6.—Factor con el cual se determina la contribución de solidaridad. Los límites de la contribución de solidaridad en electricidad y gas combustible distribuido por red física, serán los fijados por la ley. Dentro de estos límites y de acuerdo con las necesidades de subsidio, la Comisión de Regulación de Energía y Gas por resolución podrá variar la contribución de solidaridad.

PAR.—La contribución de solidaridad de energía eléctrica a que están sujetas las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios de acueducto y alcantarillado, por consumo de energía eléctrica que sea utilizado específicamente en las actividades operativas inherentes a la propia prestación del servicio público a su cargo, se aplicará en forma gradual, de manera que dichas empresas pagarán, a partir de la entrada en vigencia del presente decreto, el 80% del total de la contribución para el año 2004, el 70% para el año 2005, el 60% para el año 2006 y el 50% para el año 2007 en adelante.

Las empresas de acueducto y alcantarillado deberán solicitar y facilitar las condiciones necesarias a la empresa que preste el respectivo servicio público de energía para separar los consumos. Al facturarles se distinguirán de los demás consumos, aquellos utilizados específicamente en las actividades operativas inherentes a la propia prestación del servicio público a su cargo. (Adicionado por el D. 2287/2004, art. 1º)

(D. 847/2001, art. 7º)

ART. 2.2.3.2.6.1.7.—Responsabilidad de los prestadores de servicios públicos. Todo recaudador de contribuciones de solidaridad será patrimonialmente responsable y deberá efectuar el traslado oportuno de las sumas facturadas.

Es deber de los recaudadores de la contribución de solidaridad, informar trimestralmente al Ministerio de Minas y Energía - Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, acerca de los valores facturados y recaudados de la contribución de solidaridad, así como de los valores que, de acuerdo con lo dispuesto en las normas presupuestales y en las leyes 142 y 143 de 1994, y 286 de 1996, asignen los prestadores del servicio.

Los montos facturados de la contribución de solidaridad que se apliquen al pago de subsidios y no puedan ser recaudados, podrán ser conciliados contra nuevas contribuciones seis (6) meses después de facturadas. Si posteriormente se produce su recaudo, deberán contabilizarse como nueva contribución.

(D. 847/2001, art. 8º)

ART. 2.2.3.2.6.1.8.—Criterios de asignación. El Ministerio de Minas y Energía definirá los criterios con los cuales el Gobierno Nacional asignará los recursos del presupuesto nacional y del Fondo de Solidaridad destinados a sufragar los subsidios, teniendo en cuenta que también los municipios, departamentos y distritos podrán incluir apropiaciones presupuestales para este fin. Al definir los criterios de asignación, siempre se deberá tener en cuenta preferentemente, a los usuarios que residan en aquellos municipios que tengan menor capacidad para otorgar subsidios con sus propios recursos.

PAR. 1º—No se podrán pagar subsidios con recursos provenientes del presupuesto nacional o del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos a aquellas empresas que no entreguen la información en la oportunidad y de acuerdo con la metodología que establezca el Ministerio de Minas y Energía.

PAR. 2º—Cuando la entidad prestadora que se ha ceñido a las exigencias legales y regulatorias, estime que el monto de las contribuciones, de los recursos del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos y las apropiaciones del presupuesto de la Nación, de los departamentos, de los distritos y de los municipios, no sean suficientes para cubrir la totalidad de los subsidios previstos, podrá tomar medidas necesarias para que los usuarios cubran los costos de prestación del servicio.

(D. 847/2001, art. 10)

ART. 2.2.3.2.6.1.9.—Informe de las asambleas departamentales y de los concejos municipales y distritales de la asignación de subsidios. Corresponde a las asambleas departamentales y a los concejos municipales y distritales, informar al Ministerio de Minas y Energía - Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, acerca de las apropiaciones que efectúen para atender subsidios en los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.

PAR.—Las decisiones que tomen asambleas y los concejos sobre cuáles servicios o cuáles estratos subsidiar, o sobre el monto de las partidas para los subsidios, en ningún caso impedirán que se cobre la contribución de solidaridad a los usuarios que, según la ley, están sujetos a ella.

(D. 847/2001, art. 11)

ART. 2.2.3.2.6.1.10.—Transferencias efectivas de las entidades prestadoras de los servicios públicos. Sin perjuicio del cumplimiento de las normas presupuestales sobre apropiaciones y ordenación del gasto, las transferencias efectivas de dinero de las entidades prestadoras de servicios públicos al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos por concepto de contribuciones de solidaridad sólo ocurrirán cuando se presente superávit, después de compensar internamente los recursos necesarios para otorgar subsidios, las contribuciones facturadas en su mercado de comercialización y las recibidas de otros comercializadores, del presupuesto nacional, de los presupuestos departamentales, distritales o municipales y/o del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos con el monto de los subsidios facturados en un trimestre.

(D. 847/2001, art. 12)

ART. 2.2.3.2.6.1.11.—Obligación de los prestadores de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física de estimar las contribuciones y de informar a la Nación y demás autoridades competentes para decretar subsidios. Los prestadores de servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física, tienen la obligación de estimar el producto de las contribuciones de solidaridad que razonablemente esperan facturar en la vigencia fiscal inmediatamente siguiente y suministrar tal información a más tardar la última semana del mes de abril del año anterior a que se inicie dicha vigencia fiscal al Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos, y a las autoridades departamentales, distritales y municipales y que, según el artículo 368 de la Constitución Política, pueden decretar subsidios, con el fin de que estas las tengan en cuenta al preparar sus presupuestos para la asignación de recursos para subsidiar tales servicios.

(D. 847/2001, art. 13)

ART. 2.2.3.2.6.1.12.—Informes. Las entidades prestadoras de los servicios públicos domiciliarios deberán informar a la comunidad, a través de medios de información masiva y por lo menos una vez al año, la utilización de manera precisa que dieron de los subsidios y será función de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios verificar el cumplimiento de dicha obligación.

(D. 847/2001, art. 14)

ART. 2.2.3.2.6.1.13.—Aplicación a los distritos, municipios y departamentos. Los departamentos, distritos y municipios aplicarán, en sus territorios, normas iguales, en lo pertinente, a las de este decreto, cuando haya situaciones relacionadas con subsidios que deban aplicar y que no hayan sido objeto de reglamentación especial.

(D. 847/2001, art. 15)

ART. 2.2.3.2.6.1.14.—Asimilación entre municipios y distritos. Salvo en cuanto haya legislación expresa que disponga otra cosa, siempre que en este decreto se mencionen los municipios o las autoridades, se entenderán incluidos también los distritos, los territorios indígenas que se constituyan como entidades territoriales, y el departamento de San Andrés y Providencia; y aquellas autoridades que puedan asimilarse con más facilidad a las correspondientes autoridades municipales.

(D. 847/2001, art. 16)

SUBSECCIÓN 6.2

Manejo y asignación de recursos provenientes de la contribución de los usuarios no regulados del servicio de energía eléctrica

ART. 2.2.3.2.6.2.1.—Mecanismo especial. La presente subsección establece el mecanismo especial a través del cual se manejarán y asignarán los recursos provenientes de la contribución de los usuarios no regulados del servicio de energía eléctrica, que compren energía a empresas oficiales, mixtas o privadas, teniendo en cuenta los criterios señalados en las leyes 142 y 143 de 1994.

(D. 1596/95, art. 1º)

ART. 2.2.3.2.6.2.2.—Usuarios no regulados del servicio de energía eléctrica. Para estos efectos son usuarios no regulados cualquier persona natural o jurídica que tenga una demanda máxima superior a 2 MW por instalación legalizada, cuyas compras de electricidad se realizan a precios acordados libremente.

(D. 1596/95, art. 2º)

ART. 2.2.3.2.6.2.3.—Manejo de las contribuciones. Las contribuciones que, en cumplimiento de lo estatuido en el artículo 47, incisos 1º y 5º de la Ley 143 de 1994, recauden las empresas generadoras de energía eléctrica que vendan energía a usuarios no regulados, serán manejadas por las mismas empresas en cuenta separada.

(D. 1596/95, art. 3º)

ART. 2.2.3.2.6.2.4.—Traslado de contribuciones. Con sujeción a las leyes 142 y 143 de 1994 y a las disposiciones reglamentarias pertinentes, los recursos provenientes de la contribución serán transferidos por las empresas recaudadoras, dentro de los diez (10) días siguientes a su recibo, a las empresas distribuidoras de energía que cumplan sus actividades en la misma jurisdicción territorial a la del usuario aportante. Estos recursos tienen el carácter de subsidio y se aplicarán como tal a los usuarios del servicio público de electricidad de los estratos socioeconómicos I, II y III.

(D. 1596/95, art. 4º)

ART. 2.2.3.2.6.2.5.—Traslado de superávit. Si después de aplicar la contribución para subsidios hubiere superávit, estos se transferirán a la dirección del tesoro nacional, con el fin de participar en los desembolsos que debe efectuar el fondo de solidaridad para subsidios y redistribución de ingresos de la Nación (Ministerio de Minas y Energía) y su destinación se hará de conformidad con lo establecido por el artículo 89.3 de la Ley 142 de 1994.

(D. 1596/95, art. 5º)

ART. 2.2.3.2.6.2.6.—Contribución de solidaridad por autogeneradores de energía eléctrica. La contribución de solidaridad que aplica a los usuarios del sector eléctrico, no se causará sobre la energía eléctrica producida por un autogenerador para la atención de sus propias necesidades.

(D. 549/2007, art. 1º)

CAPÍTULO 3

De los fondos eléctricos

SECCIÓN 1

FAER

ART. 2.2.3.3.1.1.—Naturaleza del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, creado por el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, es un fondo cuenta especial sin personería jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Política de Colombia, el estatuto orgánico del presupuesto nacional y demás normas vigentes aplicables, administrado por Ministerio de Minas y Energía o por quien él delegue.

De conformidad con la ley, a este fondo ingresarán los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, para la energización de las zonas rurales interconectadas y, de acuerdo con el artículo 1º de la Ley 1117 de 2006 llevará a cabo el programa de normalización de redes eléctricas.

(D. 1122/2008, art. 1º)

ART. 2.2.3.3.1.2.—Recaudo de los recursos. La liquidación y el recaudo de los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, con los ajustes establecidos en la Resolución CREG-068-2003 y de aquellas que la modifiquen o sustituyan, estarán a cargo del administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, quien recaudará de los dueños de los activos del sistema de transmisión nacional, STN, el valor correspondiente y entregará las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

PAR.—El administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, presentará mensualmente al Ministerio de Minas y Energía una relación de las sumas liquidadas y las recaudadas, en la forma que determine este Ministerio, con el fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones de los sujetos pasivos de la contribución y de su recaudador.

(D. 1122/2008, art. 3º)

ART. 2.2.3.3.1.3.—Destinación de los recursos. Los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, así como los rendimientos generados en su inversión temporal, se utilizarán para financiar planes, programas o proyectos de inversión priorizados para la construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica en las zonas rurales interconectadas, que permita ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía.

PAR. 1º—Hasta el veinte por ciento (20%) de los recursos recaudados antes mencionados se destinarán para financiar el programa de normalización de redes eléctricas, Prone, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 1º de la Ley 1117 de 2006.

PAR. 2º—(Modificado).* Dentro de los recursos financieros a solicitar para la implementación de los proyectos de inversión se incluirán la construcción, instalación, así como las interventorías a que haya lugar y los costos de administración de los recursos en que incurran aquellas entidades seleccionadas cuando se implementen los proyectos por medio de administraciones delegadas. Estos costos podrán tener un tope, el cual se consignará en las correspondientes invitaciones públicas.

*(Nota: Modificado el parágrafo del presente artículo por el Decreto 1623 de 2015 artículo 3° del Ministerio de Minas y Energía)

*(Nota: Modificado el parágrafo del presente artículo por el Decreto 1513 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

PAR. 3º—Las zonas rurales que pueden beneficiarse con los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, deben pertenecer a áreas geográficas atendidas por operadores de red del sistema interconectado nacional.

PAR. 4º—(Derogado).* No serán asumidos con recursos del FAER la compra de predios, los requerimientos de servidumbres y la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios para el desarrollo de los planes, programas o proyectos de electrificación rural.

*(Nota: Derogado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 8° del Ministerio de Minas y Energía)

(D. 1122/2008, art. 4º)

ART. 2.2.3.3.1.4.—Comité de administración. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrá un comité de administración, cuya sigla será Cafaer, integrado de la siguiente manera:

1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá o su delegado.

2. Por el viceministro de energía o su delegado.

3. Por el director de energía del Ministerio de Minas y Energía.

En caso de delegación por parte del Ministro el comité será presidido por el viceministro.

El comité de administración aprobará, objetará e impartirá instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas o proyectos que hayan sido presentados para financiación con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER.

PAR.—El Cafaer podrá invitar a sus reuniones a funcionarios de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, o de cualquier entidad que considere pertinente.

(D. 1122/2008, art. 5º)

ART. 2.2.3.3.1.5.—Apoyo técnico. El Ministerio de Minas y Energía integrará un grupo de apoyo técnico y operativo, que adelantará las siguientes funciones:

1. Proveer la secretaría técnica del Cafaer, quien tendrá, entre otras, las siguientes funciones:

(i) Organizar los documentos que se presenten al comité;

(ii) Convocar las reuniones programadas por el presidente del comité;

(iii) Organizar y actualizar el registro de proyectos a ser financiados con recursos del FAER;

(iv) Elaborar las memorias de las reuniones del comité e informar al mismo sobre los conceptos rendidos por el grupo de apoyo técnico.

2. Realizar las siguientes labores técnicas:

(i) Elaborar los reglamentos para la asignación de recursos del FAER dentro de los planes, programas o proyectos de expansión. Estos deberán contener entre otros aspectos: los plazos y condiciones para la entrega de los planes de expansión de cobertura por parte de los OR y las prioridades de asignación de los recursos del FAER;

(ii) Revisar y validar el cumplimiento de los requisitos sobre los planes, programas o proyectos que sean recibidos para ser financiados con recursos del FAER;

(iii) Presentar al comité de administración del FAER un informe para la revisión y consideración sobre los planes, programas o proyectos que sean viables técnica y financieramente;

(iv) Asesorar en la elaboración de los contratos con los ejecutores de los planes, programas o proyectos que les sea aprobada la asignación de recursos del FAER;

(v) Las demás que les sean asignadas.

3. Llevar a cabo el seguimiento al cumplimiento de las actividades por parte de la interventoría técnica que haya contratado o dispuesto la empresa distribuidora de energía eléctrica, para los proyectos correspondientes y mantener los informes de gestión de las entidades ejecutoras de los proyectos aprobados.

(D. 1122/2008, art. 6º)

ART. 2.2.3.3.1.6.—Inversión temporal. La administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo de Apoyo Financiero para Energización de Zonas Rurales Interconectadas FAER, estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales efectos, la mencionada dirección determinará la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del mencionado Programa. Para la administración e inversión de los recursos, la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en cuentas independientes de los demás recursos que administre la dirección, teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la inversión de dichos recursos.

(D. 1122/2008, art. 7º)

ART. 2.2.3.3.1.7.—(Modificado).* Información por parte de los operadores de red (OR) y las entidades territoriales (ET) para actualización y seguimiento del plan indicativo de expansión de cobertura. Los operadores de red y las entidades territoriales deberán presentar la información conforme a lo dispuesto en el presente artículo, para la actualización y seguimiento del plan indicativo de expansión y cobertura.

1. De conformidad con lo establecido en la sección 2. Políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, título de energía eléctrica del presente decreto y las normas que la modifiquen, complementen o sustituyan, los OR deberán suministrar a la UPME la información requerida para la actualización y seguimiento del plan de expansión de cobertura en la fecha estipulada por el Ministerio de Minas y Energía, y deberá contener, entre otras:

a) Coordenadas de subestaciones de transformación con niveles de tensión menores o iguales a 115 kV, capacidad de transformación y cargabilidad máxima registrada en el año inmediatamente anterior;

b) Coordenadas de las plantas de generación y/o pequeñas centrales de generación de propiedad del OR y/o de los entes territoriales;

c) Lo estipulado en el anexo RD-1 de la Resolución CREG 70/98 o la norma que la modifique o sustituya;

d) Coordenadas de los centros poblados interconectables que carecen del servicio de energía eléctrica, y carga estimada tanto en potencia como en energía.

2. Los OR deberán validar con la UPME las cifras del porcentaje de cobertura departamental (rural y urbana) del año base por el pan indicativo de expansión de cobertura (PIEC). Mientras se determina este indicador se utilizarán los indicadores de cobertura establecidos por el Ministerio de Minas y Energía.

3. Los OR deberán presentar a la UPME sus planes de expansión de cobertura, para niveles de tensión nominal mayor o igual a 13.2 kV, tendientes a alcanzar las metas de cobertura establecidas en el PIEC, concertadas con los demás OR del área de distribución (ADD) y atendiendo las necesidades de ampliación de cobertura de los centros poblados reportados por las entidades territoriales, aquellos identificados por el propio OR y/o los indicados por el Ministerio de Minas y Energía y/o la UPME en el reglamento para la presentación del plan de expansión de cobertura.

4. Los entes territoriales (ET) deberán reportar tanto al OR como a la UPME, los requerimientos de cobertura del servicio de electricidad de sus centros poblados, indicando el número de usuarios sin servicio de energía eléctrica. Esta información deberá ser presentada por los ET conforme a los plazos y condiciones establecidos por la UPME y/o el Ministerio de Minas y Energía.

(D. 1122/2008, art. 8º)

*(Nota: Modificado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.1.8.—(Modificado).* Criterios para la elaboración de planes de expansión. Los operadores de red deberán presentar a la UPME su plan de expansión de cobertura considerando un horizonte de tres (3) años, el cual deberá contener un capítulo en el que se presenten los proyectos relacionados con expansión de cobertura, indicando las necesidades de ampliación de redes con niveles de tensión entre 13.2 kV Y 115 kV y subestaciones asociadas, considerando los criterios enunciados a continuación:

1. Los planes de expansión de cobertura deberán cumplir con los reglamentos técnicos vigentes, en especial con: El Código de Redes, el reglamento de distribución y el reglamento técnico de instalaciones eléctricas, Retie.

2. Los proyectos propuestos en el Plan de Expansión de Cobertura, deben permitir la conformación de un plan de expansión de costo mínimo y deberán estar orientados a satisfacer las necesidades de expansión manifestadas por los entes territoriales (ET) considerando los planes de ordenamiento de los municipios, así como las necesidades identificadas por el propio OR y las que el Ministerio de Minas y Energía establezca en el reglamento para el plan de expansión de cobertura.

3. Los planes de expansión y cobertura deberán tener en cuenta las metas de cobertura establecidas en el PIEC.

(D. 1122/2008, art. 9º)

*(Nota: Modificado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 4° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Suprimido el inciso final del presente artículo por el Decreto 1513 de 2016 artículo 2° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.1.9.—(Modificado).* Contenido del plan de expansión. El plan de expansión deberá incluir:

1. Para los proyectos cuyo costo de inversión por kWh no supere el costo medio aprobado para el OR a cuyas redes se conecten, deben contener una información básica de los mismos en los formatos establecidos en los reglamentos para los planes de expansión de cobertura. Esta información deberá indicar la contribución del proyecto al aumento de cobertura y el cronograma de ejecución. En todos los casos, estos proyectos deberán ser desarrollados y operados por los OR que los presentan.

2. Para los proyectos cuyo costo de inversión por kWh supere al costo medio aprobado para el OR a cuyas redes se conecte, se deberá incluir la información detallada de los mismos en los formatos establecidos en los reglamentos para los planes de expansión de cobertura. Estos deberán contar con diseños, pólizas de calidad de dichos diseños, análisis de costos unitarios y presupuestos, incluidos costos de administración, operación y mantenimiento, la cobertura alcanzable y el análisis del impacto sobre la tarifa existente. Para estos proyectos los OR deberán expresar si tienen interés en el desarrollo y operación de los mismos.

(D. 1122/2008, art. 10)

*(Nota: Modificado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 5° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Modificado el numeral 4º del presente artículo por el Decreto 1513 de 2016 artículo 3° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.1.10.—(Modificado).* Requerimientos básicos. Para la presentación de los planes, programas o proyectos que busquen financiarse con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, al igual que en los casos que previa consulta al OR, este decida no desarrollar el proyecto de infraestructura, el OR deberá radicar en original y en medio magnético en la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, los siguientes requerimientos básicos:

1. Carta de presentación con la solicitud de recursos. Se deberán especificar los datos generales del proyecto y se debe incluir el domicilio para el envío de la correspondencia e indicar el correo electrónico para facilitar la comunicación.

2. Registro BPIN. El respectivo plan, programa o proyecto deberá estar registrado en el Banco de Proyectos de Inversión, BPIN, cuyo archivo deberá ser entregado en medio magnético. En todo caso, se deberá aplicar la metodología general ajustada o aquella que defina el Departamento Nacional de Planeación para el trámite de proyectos ante el banco de proyectos de inversión nacional, BPIN.

3. Aval técnico y financiero del operador de red. Aval firmado por el representante legal del operador de red sobre la viabilidad técnica y financiera de los planes, programas o proyectos de inversión con cargo a los recursos del FAER. Además, deberá indicar que garantizará la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica a los suscriptores potenciales, ofreciendo los índices de calidad y continuidad previstos en la regulación.

4. Certificación del operador de red. En la cual conste el cumplimiento de Especificaciones y cumplimiento de normas técnicas aplicables que han sido definidas para los materiales, equipos, la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica.

5. Análisis de costos y presupuesto. Análisis de costos globales y unitarios estimados para la ejecución del proyecto, incluyendo los costos de contratación de la interventoría técnica y financiera, auditoría y administración a que haya lugar.

6. Diseños eléctricos y memorias de cálculo. Consiste en los planos y memorias de cálculo donde se deberá consignar información sobre la infraestructura eléctrica existente, si es el caso, así como la proyectada, los cuales deberán contar con la aprobación del operador de red que garantizará el servicio a los usuarios.

PAR.—Una vez el comité de administración del FAER apruebe la asignación de recursos a los planes, programas o proyectos, se entenderá que el aval técnico y financiero definido en el numeral 3º tendrá vigencia hasta que la Empresa que lo expidió o quien la sustituya reciba los activos construidos con los recursos del FAER.

De igual forma, el OR deberá garantizar las acometidas para los suscriptores potenciales contemplados en el plan, programa o proyecto de inversión presentado con cargo a los recursos del FAER.

(D. 1122/2008, art.11)

*(Nota: Modificado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 6° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Modificado por el Decreto 1513 de 2016 artículo 4°del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.1.11.—(Derogado).* Aprobación de planes y ejecución de proyectos. Para efectos de la aprobación de planes y ejecución de los proyectos se tendrán en cuenta las siguientes reglas.

1. La UPME revisará que el plan de expansión de cobertura de cada OR cumpla con los criterios de eficiencia y de expansión, igualmente, deberá analizar el impacto del plan sobre la tarifa para los proyectos cuyo costo de inversión por kwh sea mayor al costo medio aprobado para el OR a cuyas redes se conectará el proyecto.

2. La UPME tendrá un plazo máximo de sesenta (60) días a partir de la recepción de los planes de expansión de cobertura de los OR’s, para anunciar los resultados de su evaluación sobre los proyectos presentados.

3. La CREG reconocerá un incremento al cargo de distribución a los proyectos y/o planes de expansión, cuyo costo total de inversión por kWh superen el costo medio vigente, siguiendo los lineamientos establecidos en el Decreto 388 de 2007 y demás normatividad aplicable. Para esto la CREG tendrá un plazo máximo de treinta (30) días posterior al anuncio realizado por la UPME de que trata el numeral 2º anterior.

4. La ejecución, operación y adecuado funcionamiento de los proyectos propuestos por el OR en su plan de expansión de cobertura, será responsabilidad exclusiva del OR. En estos casos, y para los proyectos que superen el aumento máximo al cargo de distribución descrito en el numeral 8º de este artículo, se podrán asignar recursos del FAER y/o de otros fondos del Estado a los OR que los presenten.

5. En el caso que los OR manifiesten no tener interés en la construcción de la infraestructura, la UPME podrá adelantar convocatorias públicas para que se ejecuten por terceros.

6. En las convocatorias se asignará el proyecto a quien menos recursos del Estado requiera para su construcción.

7. El Ministerio de Minas y Energía determinará una metodología de asignación de recursos del FAER, teniendo en cuenta un aumento máximo en el cargo de distribución y la cobertura en electrificación por departamento.

8. Serán sujetos de asignación del FAER y/o otros fondos estatales, por medio de convocatorias, aquellos proyectos que superen un aumento máximo al cargo de distribución.

9. El Ministerio de Minas y Energía podrá determinar, en el reglamento para los planes de expansión de cobertura zonas que requieren de cobertura por razones de seguridad en el sistema, por orden público y/o por desarrollo social. Estas zonas deberán estar incluidas en los planes de expansión de los OR’s correspondientes.

(D. 1122/2008, art. 12)

*(Nota: Derogado el presente artículo por el Decreto 1623 de 2015 artículo 8° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.1.12.—Responsabilidad sobre los activos. Una vez concluidas las obras contempladas para el plan, programa o proyecto, el operador de red correspondiente energizará los activos, y asumirá la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura construida.

Los activos financiados con fondos del FAER serán de propiedad del Ministerio de Minas y Energía. Una vez el OR haya efectuado la energización de los activos y hasta que se suscriba entre el Ministerio y el OR un convenio para el manejo de estos, los activos serán considerados como activos de conexión al sistema de distribución local de propiedad de terceros para efectos de su remuneración y responsabilidad en la reposición, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente para estos efectos, la sección 2. Políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, título de energía eléctrica del presente decreto y aquella normatividad que la modifique, complemente o sustituya.

Los activos de nivel 1 que se financien por parte de los fondos de la Nación deberán ser repuestos por el OR. La CREG incorporará estos activos en el cálculo de la tarifa a reconocer al OR teniendo en cuenta un proporcional reconocimiento de reposición, según la vida útil de los activos.

(D. 1122/2008, art. 13)

ART. 2.2.3.3.1.13.—Ejecución de los recursos. Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, se ejecutarán por parte del Ministerio de Minas y Energía o por quien este delegue.

PAR.—Los planes, programas o proyectos que se financien con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, deberán ser considerados como inversión social.

(D. 1122/2008, art. 14)

ART. 2.2.3.3.1.14.—Propiedad de los activos. Las inversiones con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrán como titular a la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.

Los activos que se construyan con los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, podrán ser aportados al operador de red que brindó concepto técnico y financiero favorable al plan, programa o proyecto de acuerdo con los lineamientos establecidos en las secciones 5. “Políticas generales en relación con la actividad de comercialización del servicio de energía eléctrica” y 2. “Políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad”, título de energía eléctrica del presente decreto y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente y en aplicación a lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007 subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y aquella norma que la modifique o sustituya.

(D. 1122/2008, art. 15)

ART. 2.2.3.3.1.15.—Vigencia. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrá vigencia hasta el 31 de diciembre de 2018.

(L. 1376/2010, art. 1º)

SECCIÓN 2

Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni

ART. 2.2.3.3.2.1.—Naturaleza del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, definido por el artículo 82 de la Ley 633 de 2000, es un fondo cuenta especial del Ministerio de Minas y Energía sin personería jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Política de Colombia, el estatuto orgánico del presupuesto nacional y demás normas vigentes aplicables. De conformidad con la ley, a este fondo ingresarán las sumas recaudadas de conformidad con lo establecido en el artículo 1º de la Ley 1099 de 2006 y también podrán ingresar los recursos provenientes del presupuesto general de la Nación y los recursos que canalice el Gobierno Nacional de diferentes fuentes públicas y privadas, nacionales e internacionales.

(D. 1124/2008, art. 1º)

ART. 2.2.3.3.2.2.—Recaudo de los recursos. La liquidación y el recaudo de los recursos recaudados de conformidad con lo establecido en el artículo 81 de la Ley 633 de 2000, prorrogado en su vigencia por el artículo 40 la Ley 1715 mayo de 2014 hasta el 31 de diciembre de 2021, de conformidad con la aclaración efectuada mediante Decreto 142 de 2015, estará a cargo del administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, quien recaudará de los agentes generadores del mercado mayorista de energía el valor correspondiente y entregará las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la cuenta del Ministerio de Hacienda y Crédito Público que para tal propósito este determine. El administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, presentará mensualmente a dicho Ministerio una relación de las sumas liquidadas y las recaudadas, en la forma que previamente se determine, con el fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones de los sujetos pasivos de la contribución y de su recaudador.

(D. 1124/2008, art. 2º)

ART. 2.2.3.3.2.3.—Inversión temporal. La administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo de apoyo Financiero para Energización de Zonas No Interconectadas, Fazni, estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales efectos, la mencionada Dirección determinará la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del mencionado programa. Para la administración e inversión de los recursos, la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en cuentas independientes de los demás recursos que administre la dirección, teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la inversión de dichos recursos.

(D. 1124/2008, art. 3º)

ART. 2.2.3.3.2.4.—Destinación de los recursos. Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni, y los rendimientos que generen la inversión temporal de sus recursos, se utilizarán de acuerdo con la ley y con las políticas de energización que para las zonas no Interconectadas determine el Ministerio de Minas y Energía, conforme con los lineamientos de política establecidos por el Consejo Nacional de Política Económica y Social en documentos tales como el Conpes 3108 de 2001 y 3453 de 2006, para financiar planes, programas y/o proyectos priorizados de inversión para la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica y para la reposición o la rehabilitación de la existente, con el propósito de ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía en las zonas no interconectadas.

PAR. 1º—Los costos de preinversión en que hubiesen incurrido las entidades proponentes de los planes, programas y/o proyectos que finalmente hubiesen sido aprobados para su ejecución, deberán ser considerados para reembolso parcial o total con recursos del Fazni siguiendo los lineamientos establecidos en este decreto.

PAR. 2º—En ningún caso se podrán financiar estudios de prefactibilidad y factibilidad de los planes, programas y proyectos de inversión que tengan la misma finalidad del parágrafo anterior por un monto superior al 15 % de los recursos recaudados en cada vigencia fiscal.

(D. 1124/2008, art. 4º)

SUBSECCIÓN 2.1

De la administración de los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni

ART. 2.2.3.3.2.2.1.1.—Comité de administración. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni, tendrá un Comité de Administración (Cafazni), que estará integrado de la siguiente manera:

1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá, o su delegado.

2. Por el viceministro de energía, o su delegado.

3. Por el director de la UPME o su delegado.

En caso de delegación por parte del ministro, el comité será presidido por el viceministro.

El comité de administración aprobará, objetará e impartirá instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas y/o proyectos que le hayan sido presentados para financiación con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni.

PAR.—El comité de administración podrá invitar a sus reuniones a funcionarios del Instituto de Planificación, y Promoción de Soluciones Energéticas, IPSE, de la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, o de cualquier entidad que considere pertinente o necesario para analizar asuntos de su competencia.

(D. 1124/2008, art. 5º)

SUBSECCIÓN 2.2

De los proyectos financiables y de su presentación al comité de administración

ART. 2.2.3.3.2.2.2.1.—Apoyo técnico. El Ministerio de Minas y Energía conformará un grupo de apoyo técnico, que adelantará las siguientes funciones:

1. Proveer la secretaría técnica del Cafazni, quien organizará los documentos que se presenten al comité, convocará las reuniones programadas por el presidente del comité, actualizará el registro de proyectos a ser financiados con recursos del Fazni, elaborará las memorias de las reuniones del comité y mantendrá los informes de gestión de las entidades ejecutoras de los proyectos aprobados.

2. Informar a sus miembros sobre los conceptos emitidos por parte del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, IPSE, como resultado del estudio de viabilidad técnica y financiera realizados a cada proyecto.

3. Llevar a cabo el seguimiento a las actividades de los proyectos correspondientes aprobados para la ejecución con recursos del Fazni. Este seguimiento no reemplaza la interventoria, que podrá ser ejercida de manera directa por el IPSE o, bajo su supervisión y coordinación, por intermedio de terceros.

(D. 1124/2008, art. 6º)

ART. 2.2.3.3.2.2.2.2.—Mecanismos de presentación de los planes, programas y proyectos. Los planes, programas y proyectos que serán elegibles para asignación de fondos del Fazni, se podrán presentar por medio de los siguientes mecanismos:

1. Como resultado de las invitaciones públicas diseñadas por el Ministerio de Minas y Energía para proyectos de inversión en infraestructura en las Zonas No Interconectadas.

2. Como resultado de las invitaciones públicas diseñadas por el Ministerio de Minas y Energía para la implementación parcial o total de la infraestructura requerida por medio de los esquemas sostenibles de gestión para la prestación del servicio de energía eléctrica en las zonas no interconectadas de que trata el artículo 65 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 114 de la Ley 1450 de 2011.

3. Por iniciativa de las entidades territoriales, del IPSE, o de las empresas prestadoras del servicio de energía eléctrica ya sean estas pertenecientes al sistema interconectado nacional, SIN, o a las zonas no interconectadas, ZNI. En caso de que los proyectos hagan parte de los esquemas descritos en los numerales 1º y 2º los mismos no podrán ser presentados mediante el mecanismo descrito en este numeral.

Para los esquemas de presentación de proyectos descritos en los numerales 1º y 2º anteriores, el Ministerio de Minas y Energía establecerá las condiciones de los proyectos en los reglamentos respectivos, conforme con los lineamientos del presente decreto.

(D. 1124/2008, art. 7º)

ART. 2.2.3.3.2.2.2.3.—(Derogado).* Distribución de los recursos entre los planes, programas y/o proyectos elegibles. La prioridad para la distribución de los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni, se determinará con base en los siguientes criterios:

1. Para los planes, programas y/o proyectos presentados bajo los esquemas descritos en los numerales 1º y 2º del artículo 7º del presente decreto se tendrán en cuenta criterios de:

(i) Menor aporte estatal requerido, entendido este como los aportes de inversión y subsidios de operación, y/o

(ii) Contribución al uso de fuentes de energías renovables o alternativas.

2. Para los planes, programas y/o proyectos presentados bajo los esquemas descritos en el numeral 3º del artículo 2.2.3.3.2.2.2 del presente decreto se tendrán en cuenta criterios de:

(i) Menor aporte estatal requerido entendido este como los aportes de inversión y subsidios de operación;

(ii) Mayor número de usuarios beneficiados, y/o

(iii) Contribución a la innovación tecnológica para el uso de fuentes de energía renovables o alternativas.

(D. 1124/2008, art. 8º)

*(Nota: Derogado el presente artículo por el Decreto 1623 de 2015 artículo 8° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.2.4.—Condiciones generales para los planes, programas y/o proyectos. Los planes, programas y/o proyectos, que se presentarán ante el comité de administración deberán contener el desarrollo de las siguientes condiciones:

a) Los planes de inversión estarán conformados por programas y proyectos de inversión en nueva infraestructura eléctrica, de reposición o la rehabilitación de la existente, se podrán financiar elementos que sean favorables al uso racional de energía, URE, siempre que sea favorable financieramente para la Nación. Dicha infraestructura puede incluir todos aquellos elementos necesarios para la generación, transporte, distribución, uso racional y eficiente de energía y suministro de energía eléctrica al usuario final, incluyendo su conexión y medición;

b) Dentro de los recursos financieros a solicitar para la implementación de los proyectos de inversión se incluirán los costos de preinversión, la construcción, instalación, reposición y/o rehabilitación de activos aptos para la prestación del servicio de energía, así como las interventorias a que haya lugar y los costos de administración de los recursos en que incurran aquellas entidades seleccionadas cuando se implementen los proyectos por medio de administraciones delegadas. Estos costos podrán tener un tope, el cual se consignará en las correspondientes invitaciones públicas;

c) Los proyectos de rehabilitación o recuperación de la capacidad nominal de plantas de generación o de redes de subtransmisión o de distribución serán financiados solamente si se demuestra que dicho costo es inferior al costo de realizar la inversión en activos nuevos, tomando como referencia su vida útil remanente y la inherente depreciación en libros;

d) Los planes, programas y proyectos deberán contar con las fuentes de financiación suficiente para asegurar su ejecución y terminación, así como para la interventoría, la auditoria, la administración, la operación y el mantenimiento de los mismos;

e) En aquellos casos de falla total e irrecuperable de los sistemas de generación existentes que impidan la normal prestación del servicio en las localidades, el comité de administración deberá expedir una metodología especial con el fin de determinar prioridades y asignar recursos para recuperar la prestación del servicio en la forma más inmediata y eficiente posible. En estos casos el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas, IPSE, o quien este delegue, presentará los proyectos;

f) Los proyectos de innovación tecnológica para el uso de fuentes de energía renovable o alternativa que se presenten, deberán beneficiar directamente la prestación del servicio, ya sea en la localidad donde se implemente el proyecto que podrá estar interconectada, en cuyo caso deberán beneficiar indirectamente aquellas localidades cercanas que no se encuentran interconectadas al SIN;

g) Aquellos proyectos correspondientes a una misma zona geográfica y que hayan sido presentados por separado para solicitud de recursos Fazni, deberán ser integrados en un solo programa de implementación durante la fase de estudio de viabilidad técnica y financiera desarrollado por el IPSE, cuando las condiciones de planeación lo permitan.

PAR.—Con los recursos destinados para el Fondo de Apoyo Financiero para las Zonas No Interconectadas, Fazni, se podrá cubrir los requerimientos de servidumbres, compra de predios y la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios para la ejecución de los planes, programas y proyectos, en un porcentaje que será establecido en las respectivas invitaciones públicas.

(D. 1124/2008, art. 9º)

ART. 2.2.3.3.2.2.2.5.—(Derogado).* Requisitos de presentación de los planes, programas y proyectos. Los planes, programas y proyectos que sean presentados ante el comité de administración dentro del mecanismo descrito en el numeral 3º del artículo 7º deberán cumplir los siguientes requisitos:

1. Que el respectivo plan, programa o proyecto se encuentre registrado en el banco de proyectos de inversión, BPIN.

2. Presentación del esquema institucional que garantice su administración, operación y mantenimiento.

3. Garantía de seriedad y/o cumplimiento que cubra la calidad de los diseños presentados para el proyecto.

4. Concepto favorable del IPSE emitido como resultado de la evaluación sobre el estudio de la viabilidad técnica y financiera del plan, programa o proyecto.

En los proyectos de interconexión eléctrica al sistema interconectado nacional, SIN, además de los anteriores requisitos, se deberá presentar al Cafazni por parte del IPSE, un previo concepto sobre el cumplimiento de criterios de eficiencia y de expansión definidos por la CREG y la UPME, de acuerdo con lo establecido en la sección 2. Políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, título de energía eléctrica del presente decreto o aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente.

(D. 1124/2008, art. 10, modificado por el D. 4813/2008, art. 1º)

*(Nota: Derogado el presente artículo por el Decreto 1623 de 2015 artículo 8° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.2.6.—Ejecución de los recursos y propiedad de los activos. Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni, se ejecutarán por parte del Ministerio de Minas y Energía, conforme a la política de energización a que se refiere el artículo 4º del presente decreto. En todo caso, las inversiones con recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni, en los planes, programas y proyectos tendrán como titular a la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.

Los activos que se construyan con los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas No Interconectadas, Fazni, podrán ser aportados al operador de red o la Empresa que se responsabilizará de la operación comercial, que brindó concepto técnico y financiero favorable al plan, programa o proyecto de acuerdo con los lineamientos establecidos en los decretos 387 y 388 de 2007 y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente y en aplicación a lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y aquella norma que la modifique o sustituya.

(D. 1124/2008, art. 11)

ART. 2.2.3.3.2.2.2.7.—Criterios para el reembolso de costos de preinversión. Los costos de preinversión que se ocasionen como resultado de los mecanismos contemplados en los numerales 1º y 2º del artículo 7º serán reconocidos en su totalidad, y podrá cubrir los costos de estudios y/o diseños, así como la elaboración de pliegos. Cuando la presentación de proyectos se realice conforme a los esquemas descritos en el numeral 3º de dicho artículo, se reembolsarán los recursos teniendo en cuenta los siguientes aspectos:

a) Los costos de preinversión de los planes, programas o proyectos presentados por el IPSE no podrán ser sujetos de reembolso alguno;

b) La entidad o empresa proponente del plan, programa o proyecto deberá presentar una solicitud de reembolso incluida en la documentación del proyecto presentada al secretario del Cafazni, que esté debidamente discriminada y contenga los documentos necesarios (contratos, facturas, cuentas de cobro, personal propio dedicado y los que se consideren necesarios) que sustenten los costos en que incurrió la entidad;

c) Para ser tenida en cuenta en el reembolso de costos de preinversión, la entidad o empresa deberá presentar una garantía de seriedad y/o cumplimiento por parte de los ejecutores de los trabajos de preinversión, cuyas condiciones y términos serán determinadas por el Cafazni;

d) El tope de reembolso no podrá superar el 15% del valor de las obras directas propuestas;

e) Los reembolsos serán realizados posteriormente al replanteo que realice el ejecutor del proyecto.

PAR.—Los diseños utilizados para la preparación de los proyectos cuyos costos estén incluidos en el reembolso solicitado, pasarán a ser de propiedad y uso exclusivo de la Nación.

Dichos diseños podrán ser utilizados por el IPSE para la estructuración de proyectos nuevos y no podrán ser utilizados por otras entidades para presentar nuevos proyectos, a menos que hayan recibido autorización de parte del Ministerio de Minas y Energía a través del IPSE. En tales casos no se podrá incluir para reembolso los costos de estos diseños.

(D. 1124/2008, art. 12)

SUBSECCIÓN 2.3

(Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.1.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.2.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Suprimido el numeral 4º del presente artículo por el Decreto 1513 de 2016 artículo 5°del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.3.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.4.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.5.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.6.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.7.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Modificado por el Decreto 1513 de 2016 artículo 6°del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.8.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.2.2.3.9.— (Nota: Adicionado por el Decreto 1623 de 2015 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 3

Prone

SUBSECCIÓN 3.1

Del programa de normalización de redes eléctricas

ART. 2.2.3.3.3.1.1.—Programa de normalización de redes eléctricas. De acuerdo con el artículo 1º de la Ley 1117 de 2006, el programa de normalización de redes eléctricas tendrá como objetivos la legalización de usuarios y la adecuación de las redes a los reglamentos técnicos vigentes, en barrios subnormales, situados en municipios del sistema interconectado nacional, SIN.

PAR.—El programa de normalización de redes eléctricas, que se denominará Prone, consiste en la financiación por parte del Gobierno Nacional de planes, programas o proyectos elegibles de conformidad con las reglas establecidas en el presente decreto y las normas que lo sustituyan o complementen, cuya vigencia serán igual a la establecida para los diferentes fondos que financien el programa.

(D. 1123/2008, art. 1º)

ART. 2.2.3.3.3.1.2.—Recursos para el programa de normalización de redes eléctricas. El programa de normalización de redes eléctricas será financiado hasta con un 20% del recaudo de los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 1º de la Ley 1117 de 2006 y con los recursos previstos en el artículo 68 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 104 de la Ley 1450 de 2011, con los ajustes establecidos en la Resolución CREG-003-2008 y de aquellas que la modifiquen o sustituyan, estarán a cargo del administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, quien recaudará de los dueños de los activos del sistema de transmisión nacional, STN, el valor correspondiente y entregará las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

PAR. 1º—No serán asumidos con recursos del Prone la compra de predios, los requerimientos de servidumbres y la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios para el desarrollo de los planes, programas o proyectos de electrificación rural.

PAR. 2º—Dentro de los recursos financieros a solicitar para la implementación de los proyectos de inversión se incluirán la construcción, instalación, así como las interventorías a que haya lugar y los costos de administración de los recursos en que incurran aquellas entidades seleccionadas cuando se implementen los proyectos por medio de administraciones delegadas. Estos costos podrán tener un tope, el cual se consignará en las correspondientes invitaciones públicas.

PAR. 3º—El administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, presentará mensualmente al Ministerio de Minas y Energía una relación de las sumas liquidadas y las recaudadas, en la forma que determine este Ministerio, con el fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones por parte de los propietarios de los activos del sistema de transmisión y del ASIC como recaudador.

(D. 1123/2008, art. 2º)

SUBSECCIÓN 3.2

De la administración de los recursos

ART. 2.2.3.3.3.3.2.1.—Comité de administración. El programa de normalización de redes eléctricas, Prone, tendrá un comité de administración integrado de la siguiente manera:

1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá o su delegado.

2. Por el viceministro energía o su delegado.

3. Por el director de energía del Ministerio de Minas y Energía.

En caso de delegación por parte del ministro, el comité será presidido por el viceministro.

El comité de administración aprobará la priorización de los planes, programas o proyectos siguiendo los criterios establecidos en el presente decreto, determinará los mecanismos para la interventoría de los proyectos a ejecutarse y establecerá su propio reglamento. De igual forma, podrá invitar a sus reuniones a funcionarios de cualquier entidad que considere pertinente o necesario para analizar asuntos de su competencia.

(D. 1123/2008, art. 3º)

ART. 2.2.3.3.3.3.2.2.—Apoyo técnico. El Ministerio de Minas y Energía contará con apoyo técnico y operativo, que adelantará las siguientes funciones:

1. Proveer la secretaría técnica del Prone, quien tendrá, entre otras, las siguientes funciones:

(i) Organizar los documentos que se presenten al comité;

(ii) Convocar las reuniones programadas por el presidente del comité;

(iii) Organizar y actualizar el registro de proyectos a ser financiados con recursos del Prone;

(iv) Elaborar las memorias de las reuniones del comité e informar al mismo sobre los conceptos rendidos por el grupo de apoyo técnico.

2. Realizar las siguientes labores técnicas:

(i) Elaborar los reglamentos para las convocatorias de ejecución de planes, programas o proyectos;

(ii) Revisar y validar los requisitos sobre los planes, programas o proyectos que sean recibidos para ser financiados con recursos del Prone;

(iii) Presentar al comité de administración del Prone un informe para la revisión y consideración sobre los planes, programas o proyectos que sean viables técnica y financieramente;

(iv) Asesorar en la elaboración de los contratos con los ejecutores de los planes, programas o proyectos a quienes les sea aprobada la asignación de recursos del Prone;

(v) Las demás que les sean asignadas.

3. Llevar a cabo el seguimiento al cumplimiento de las actividades por parte de la interventoría técnica que haya contratado o dispuesto la empresa distribuidora de energía eléctrica, para los proyectos correspondientes.

(D. 1123/2008, art. 4º)

SUBSECCIÓN 3.3

De la presentación de proyectos al comité de administración

ART. 2.2.3.3.3.3.3.1.—Presentación de proyectos. El Ministerio de Minas y Energía realizará las convocatorias necesarias con amplia publicidad anunciando las fechas de presentación de planes, programas o proyectos en cada una de ellas. Cada convocatoria establecerá los requisitos, plazos y condiciones para la priorización y ejecución de los proyectos.

PAR. 1º—El Ministerio de Minas y Energía realizará las convocatorias de planes, programas o proyectos hasta que se asignen los recursos disponibles.

PAR. 2º—El Ministerio de Minas y Energía podrá incluir en las convocatorias las zonas que sean prioritarias para normalizar buscando favorecer las poblaciones con mayores índices de pobreza.

(D. 1123/2008, art. 5º)

ART. 2.2.3.3.3.3.3.2.—Los desarrolladores de proyectos. Para la presentación y desarrollo de planes, programas y proyectos de normalización, el Ministerio de Minas y Energía podrá determinar en cada convocatoria establecida para la asignación de recursos del programa de normalización de redes eléctricas Prone, los desarrolladores de proyectos y si considera necesaria la apertura de una o varias convocatorias para su adjudicación.

En todo caso, el operador de red presentará sus planes de normalización y será el encargado de operar la nueva infraestructura en los términos del artículo 10 del presente decreto (Modificado por el D. 4926/2009).

(D. 1123/2008, art. 6º)

ART. 2.2.3.3.3.3.3.3.—Requerimientos básicos. Para la presentación de los planes, programas o proyectos que busquen financiarse con cargo a los recursos del programa de normalización de redes eléctricas, el representante legal del operador de red deberá radicar en original y en medio magnético en el Ministerio de Minas y Energía o donde dicho ministerio establezca, en el reglamento de la convocatoria, los siguientes requerimientos básicos y aquellos que se establezcan en el respectivo reglamento de los planes, programas o proyectos:

1 Carta de presentación con la solicitud de recursos. Se deberán especificar los datos generales del plan, programa o proyecto y se debe incluir el domicilio para el envío de la correspondencia e indicar el correo electrónico para facilitar la comunicación.

2. El proyecto ajustado a la metodología general que genere el archivo mga, para transmitir el BPIN al DNP.

3. Garantía de seriedad y/o cumplimiento de la oferta otorgada de acuerdo al valor que se determine en cada convocatoria, que cubra la responsabilidad de los diseños y presupuestos presentados, así como los compromisos del operador de red en su propio plan de inversión en normalización de redes.

4. Plan de inversiones quinquenal de normalización con recursos del operador de red en donde se incluyen los barrios, municipios, cobertura expresada en usuarios y cronograma que se cubrirá con recursos del operador de red.

5. Análisis de costos y presupuesto, que incluye el análisis de costos globales y unitarios estimados para la ejecución del proyecto.

6. Diseños eléctricos y memorias de cálculo, que consiste en los planos y memorias de cálculo donde se deberá consignar información sobre la infraestructura eléctrica existente, así como la proyectada. Estos se aportarán a título gratuito de acuerdo con lo establecido en la Ley 1117 de 2006.

7. Identificación de la población, que corresponde a la certificación que expida la entidad territorial definiendo la calidad actual del barrio como subnormal y la estratificación socioeconómica en que quedará el barrio una vez normalizadas las redes eléctricas.

8. Acuerdo suscrito entre el operador de red y el comercializador, en el que conste el compromiso de este último para la atención a los usuarios normalizados.

9. Certificado del registro de los barrios subnormales en el sistema único de información que administra la Superintendencia de Servicios Públicos, SSPD, correspondiente al plan, programa o proyecto.

10. Cronograma, que consiste en el tiempo que el ejecutor estime para el desarrollo de las obras.

11. Carta de compromiso suscrita por el representante legal de la entidad territorial mediante la cual se compromete a gestionar los recursos necesarios requeridos para la infraestructura de alumbrado público.

(D. 1123/2008, art. 7º)

ART. 2.2.3.3.3.3.3.4.—Priorización de los planes, programas o proyectos. Una vez se verifique el cumplimiento de los requisitos establecidos en este decreto y en el reglamento, se realizará el procedimiento de priorización de proyectos, teniendo en cuenta los siguientes criterios con los factores de ponderación establecidos en cada convocatoria:

1. El menor costo por usuario.

2. El mayor número de usuarios de barrios subnormales incluidos en los proyectos de inversión de normalización realizados enteramente por el operador de red.

3. En los casos en que el Ministerio de Minas y Energía presente zonas prioritarias se dará especial ponderación a los operadores de red que presenten proyectos en dichas zonas.

PAR. 1º—La asignación de recursos se realizará según la prioridad establecida de los proyectos.

PAR. 2º—Serán gastos elegibles del programa de normalización únicamente el suministro e instalación de las redes de distribución, los transformadores de distribución, las acometidas a las viviendas de los usuarios y los medidores o sistema de medición del consumo. En lo referente al desmonte del material existente a través del programa de normalización de redes eléctricas, su costo no podrá superar el tres por ciento (3%) del valor total del proyecto.

(D. 1123/2008, art. 8º)

ART. 2.2.3.3.3.3.3.5.—Inversión temporal. La administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del programa de normalización de redes eléctricas Prone, estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

Para tales efectos, la mencionada dirección determinará la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del mencionado programa. Para la administración e inversión de los recursos, la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en cuentas independientes de los demás recursos que administre la dirección, teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la inversión de dichos recursos.

(D. 1123/2008, art. 9º)

ART. 2.2.3.3.3.3.3.6.—Responsabilidad sobre los activos. Una vez concluidas las obras contempladas, el operador de red correspondiente permitirá la energización de los activos, y asumirá la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura construida.

Una vez el operador de red haya efectuado la energización de los activos, y hasta que se suscriba entre el Ministerio de Minas y Energía y el operador de red un contrato para definir los términos de la propiedad, remuneración y reposición de los activos, estos serán considerados como activos de conexión al sistema de distribución local, SDL, de propiedad de terceros para efectos de su remuneración y responsabilidad en la reposición, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente para estos efectos, el Decreto 388 de 2007 y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente.

(D. 1123/2008, art. 10)

ART. 2.2.3.3.3.3.3.7.—Propiedad de los activos. Las inversiones con cargo a los recursos del programa de normalización de redes eléctricas, Prone, tendrán como titular a la Nación - Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte.

Los activos que se construyan con los recursos del programa de normalización de redes eléctricas, Prone, podrán ser aportados al operador de red, con base en los Decretos 387 y 388 de 2007, y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente. Lo anterior de conformidad con lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007, subrogado por el artículo 99 de la Ley 1450 de 2011 y aquella norma que la modifique o sustituya.

(D. 1123/2008, art. 11)

SECCIÓN 4

Fondo de Energía Social, FOES

ART. 2.2.3.3.4.1.—Transferencia de los recursos al FOES. El administrador del sistema de intercambios comerciales, ASIC, una vez calculadas y recaudadas las rentas de congestión como producto de las exportaciones de energía eléctrica, girará el ochenta por ciento (80%) de las mismas en forma mensual al Ministerio de Hacienda y Crédito Público - Dirección General de Crédito Público y Tesoro Nacional, quien realizará el manejo de los recursos del fondo.

PAR. 1º—Los rendimientos que genere la administración de los recursos del FOES harán parte del mismo y se utilizarán para lograr el cumplimiento de su objeto.

PAR. 2º—Este Fondo puede ser financiado con los recursos del presupuesto general de la Nación, cuando los recursos de las rentas de congestión resulten insuficientes, de acuerdo al resultado de priorización del presupuesto de inversión del sector.

(D. 111/2012, art. 3º)

ART. 2.2.3.3.4.2.—Administración del fondo. El Ministerio de Minas y Energía como administrador del FOES desarrollará las siguientes funciones:

a) Emitir las directrices sobre la administración y manejo de los recursos del FOES de conformidad con lo previsto en la ley y en este decreto.

b) Velar por el adecuado y oportuno recaudo y utilización de los recursos del FOES para el cumplimiento de su objeto, sin perjuicio de las funciones asignadas a los órganos de control y vigilancia.

c) Consultar mensualmente la información actualizada sobre las áreas especiales y consumos en kWh, reportada por los comercializadores al SUI de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

d) Elaborar anualmente el anteproyecto de presupuesto de ingresos y gastos del fondo.

e) Gestionar el programa anual de caja, PAC, para la asignación de recursos.

f) Distribuir y solicitar al Ministerio de Hacienda y Crédito Público la transferencia de los recursos del FOES a los comercializadores de energía eléctrica que atiendan áreas especiales.

g) Publicar en la página web de la entidad, la distribución de los recursos del FOES que se efectúe a los comercializadores de energía que atiendan áreas especiales.

h) El Ministerio de Minas y Energía o aquella entidad a la que se otorgue tal facultad, efectuará trimestralmente la validación de las conciliaciones del Fondo de Energía Social que deben presentar los comercializadores conforme a las indicaciones que este establezca.

(D. 111/2012, art. 4º)

ART. 2.2.3.3.4.3.—Facturación FOES. Los comercializadores deberán detallar en la factura de cobro correspondiente al período siguiente a aquel en que se reciban efectivamente los recursos, el beneficio FOES como un menor valor de la energía. La factura deberá reflejar: i) los valores utilizados de consumo base de liquidación (kWh) ii) el valor unitario en pesos por kilovatio hora ($/kWh), el cual es calculado por el Ministerio de Minas y Energía. Dichas sumas solo podrán ser aplicadas al consumo efectivamente facturado de energía a los usuarios y no podrá destinarse para consumos mayores al de consumo de subsistencia establecido por la UPME, ni a otros conceptos (modificado D. 882/2012, art. 1º).

(D. 111/2012, art. 5º)

ART. 2.2.3.3.4.4.—Registro de áreas especiales. Con el propósito de que los usuarios ubicados en las áreas especiales se beneficien de los recursos del FOES, los comercializadores de energía eléctrica deberán registrar mensualmente en el sistema único de información, SUI, de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, todas y cada una de las áreas especiales que atiendan. El registro deberá contener, por lo menos, los aspectos que se relacionan a continuación:

a) Requisitos para acreditar la existencia de un área especial, conforme con las definiciones previstas en el presente decreto.

b) Consumos de energía en kWh mes que registra el medidor individual de los usuarios.

En el caso de ausencia de medidor el consumo de energía será resultado del aforo por carga individual de los usuarios de los estratos 1 y 2 ubicados en cada una de las áreas especiales. Si aplicare el esquema diferencial de medición y facturación comunitaria se dará cumplimiento a lo señalado en el literal b) del artículo 2.2.3.3.4.1.2 del presente decreto.

c) El promedio del porcentaje de recaudo de los últimos doce (12) meses de cada área especial.

PAR. 1º—Aquellas áreas en la que la documentación requerida en el literal a) de este artículo no sea debidamente cargada al sistema único de información, no serán consideradas áreas especiales y por lo tanto su información comercial no será tenida en cuenta para la asignación del beneficio.

PAR. 2º—Los comercializadores de energía eléctrica deberán actualizar anualmente el documento mediante el cual certifican que un área determinada reúne las características para ser considerada área especial y/o que continúa presentando las mismas condiciones, información que podrá ser verificada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Dicho documento deberá ser cargado al SUI dentro del mes siguiente al periodo que comprende la certificación.

PAR. 3º—Para las zonas de difícil gestión la certificación se efectuará teniendo como base la información validada por el representante legal o la auditoría externa de gestión y resultado, según el caso, correspondiente al año inmediatamente anterior y con corte a 31 de diciembre, y deberá cargarse al SUI dentro de los seis (6) meses siguientes.

PAR. 4º—Cuando por causas no imputables a la empresa comercializadora de energía eléctrica, la información con la que se cuente en el SUI no permita al Ministerio de Minas y Energía contar con los datos requeridos para la asignación de los recursos, este podrá solicitar dicha información directamente a la empresa, quien deberá aportarla debidamente certificada por el representante legal y el revisor fiscal cuando haya lugar.

(D. 111/2012, art. 6º, modificado por el D. 1144/2013, art. 2º)

ART. 2.2.3.3.4.5.—Determinación de la energía social. El Ministerio de Minas y Energía calculará mensualmente el monto de los recursos del FOES que asignará a los usuarios ubicados en cada una de las áreas especiales y que canalizará a través de los comercializadores de energía eléctrica, aplicados únicamente al consumo individual de energía por usuario y sin que se supere el consumo de subsistencia vigente, de acuerdo con la siguiente metodología:

1. Fórmula aplicable

ADt = Min (At. 46 $/kWh)

Donde:

At = Ft / (Ct-1 * P)

ADt aporte definitivo de la energía social por kWh en el mes t

At aporte calculado del beneficio de energía social por kWh en el mes t.

Ft saldo de los recursos disponibles apropiados en el presupuesto y el programa anual de caja para energía social en el mes t-1.

Ct-1 consumo de los usuarios de estratos 1 y 2 ubicados en las áreas especiales en el mes t-1 expresado en kWh. Este consumo por usuario estará entre 0 - consumo de subsistencia, no debe ser mayor a este y debe ser reportado mensualmente por los comercializadores al sistema único de información.

t mes de cálculo del beneficio para Ct-1

P factor del consumo de acuerdo con el límite de la demanda nacional

2. De acuerdo con lo anterior, el aporte no puede exceder más de $ 46/kWh. Si At es mayor o igual a 46, se asignará como aporte definitivo $ 46 por KWh; Si At es menor que 46, se asigna como aporte definitivo el valor resultante para At.

El aporte definitivo para las zonas de difícil gestión se calculará aplicando la senda de desmonte establecida en el artículo 2.2.3.3.4.6 de este decreto.

3. El consumo de energía total cubierto por este fondo no excederá del ocho por ciento (8%) del consumo total de energía en el sistema interconectado nacional. Para cumplir con esta condición, se comparará mensualmente la cantidad de demanda de energía cubierta por el FOES y el total de demanda de energía en el sistema interconectado nacional, con base en la siguiente fórmula:

Dt = (12 X Ct-1) / (EA-1 * 8%)

Donde:

Dt relación entre el consumo de los usuarios ubicados en las áreas especiales en el mes t y el total de la energía consumida en el sistema interconectado nacional en el año inmediatamente anterior.

Ct-1 consumo de los usuarios ubicados en las áreas especiales en el mes t-1

A-1 periodo de doce (12) meses contados desde el 1º de enero hasta el 31 de diciembre del año anterior a la aplicación del beneficio.

EA-1 total de energía consumida en el sistema interconectado nacional, en el Año inmediatamente anterior.

Una vez calculada la relación Dt, el aporte se asigna de la siguiente forma: i) Si Dt es menor o igual a uno (1), se asigna como aporte, At en pesos por KWh, previsto en el numeral 1º artículo 2.2.3.3.4.5 del presente artículo. ii) Si Dt es mayor que uno (1), se mantiene el nivel del aporte estimado At en pesos por kWh pero sólo se aplica a un porcentaje P del consumo de cada uno de los usuarios beneficiados, de acuerdo con la siguiente fórmula:

P – 1/ Dt

PAR.—El otorgamiento del beneficio FOES consistirá en un valor variable desde cero (O) hasta cuarenta y seis (46) pesos por KWh, del valor de la energía eléctrica destinada al consumo de subsistencia de los usuarios beneficiarios, el cual se encuentra supeditado a la disponibilidad de recursos.

(D. 111/2012, art. 7º)

ART. 2.2.3.3.4.6.—Senda de desmonte. El Ministerio de Minas y Energía determinará, en desarrollo de lo establecido por el parágrafo 3º del artículo 103 de la Ley 1450 de 2011, los porcentajes de senda de desmonte en la aplicación del FOES en las zonas de difícil gestión, en concordancia con la implementación de los planes de reducción de pérdidas reglamentados por la CREG.

(D. 111/2012, art. 8º)

SUBSECCIÓN 4.1

Esquemas diferenciales de prestación del servicio en áreas o zonas especiales

ART. 2.2.3.3.4.4.1.1.—Prestación del servicio en área especial. Con el objeto de que los usuarios ubicados en las áreas especiales de prestación del servicio puedan acceder a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en forma proporcional a su capacidad o disposición de pago, los operadores de red y/o los comercializadores de energía eléctrica podrán aplicar uno o varios de los siguientes esquemas diferenciales de prestación del servicio:

a) Medición y facturación comunitaria;

b) Facturación con base en proyecciones de consumo;

c) Pago anticipado o prepago, y

d) Períodos flexibles de facturación.

La aplicación de cada uno de los anteriores esquemas de prestación diferencial se sujetará a lo establecido en los artículos siguientes, sin perjuicio del desarrollo de los esquemas diferenciales que regule la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

(D. 111/2012, art. 10)

ART. 2.2.3.3.4.4.1.2.—Medición y facturación comunitaria. Para que un comercializador de energía eléctrica pueda efectuar la medición y facturación comunitaria deberá:

a) Instalar a su costo contadores en el punto de conexión a partir del cual se suministra electricidad al área especial de prestación del servicio;

b) Realizar la facturación al grupo de usuarios a partir de las lecturas de tales contadores;

c) Efectuar a su costo las adecuaciones técnicas y eléctricas que sean del caso con el objeto de aislar el área especial, de cualquier otro grupo de usuarios, y

d) Suscribir el acuerdo a que se refiere el artículo 2.2.3.3.4.2.1 por parte de un representante de la empresa, uno de la comunidad que representa al área especial y por el alcalde municipal o distrital, según sea el caso.

(D. 111/2012, art. 11)

ART. 2.2.3.3.4.4.1.3.—Facturación con base en proyecciones de consumo. La proyección de consumos es el mecanismo por medio del cual la medición de la energía consumida por un suscriptor individual o comunitario se realiza con fundamento en las metodologías que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas, las cuales se basarán, entre otros aspectos, en las cargas contratadas con cada usuario y los consumos históricos propios o, en su defecto, de usuarios similares.

PAR.—La aplicación de la proyección de consumos podrá llevarse a cabo por parte de los comercializadores de energía eléctrica, para lo cual deberán aplicar las disposiciones contenidas en el artículo 133 de la Ley 142 de 1994 en cuanto al abuso de la posición dominante por parte de las empresas.

(D. 111/2012, art. 12)

ART. 2.2.3.3.4.4.1.4.—Pago anticipado o prepago. Para que los comercializado res de energía eléctrica usen los sistemas de pago anticipado o prepago, para ser aplicados a suscriptores individuales o comunitarios, deberán instalar medidores prepago, cuyo costo deberá ser financiado por la empresa al respectivo usuario.

PAR. 1º—Este esquema diferencial aplicará sin perjuicio de las obligaciones derivadas de acuerdos de facturación conjunta suscritos entre prestadores de servicios públicos domiciliarios.

PAR. 2º—El pago anticipado que realice el usuario conforme lo previsto en el presente artículo, se aplicará para cubrir hasta en un 10% el valor de la mora, y el saldo para pagar el suministro de la energía.

PAR. 3º—La instalación de medidores prepago procederá también cuando así lo solicite cualquier tipo de suscriptor al comercializador de energía eléctrica, evento en el cual el medidor deberá ser sufragado por el respectivo suscriptor.

(D. 111/2012, art. 13)

ART. 2.2.3.3.4.4.1.5.—Periodos flexibles de facturación. Por medio del período flexible de facturación, un comercializador de energía eléctrica podrá facturarle, a un suscriptor individual o comunitario que pertenezca a un área especial, el servicio público domiciliario de energía eléctrica en forma semanal, quincenal, mensual, bimestral, trimestral, semestral, o cualquier otro período sin que exceda, en todo caso, de seis (6) meses. Igualmente, la empresa podrá pactar con cada usuario individual la periodicidad para la facturación de sus consumos individuales.

El período flexible de facturación no necesariamente debe coincidir con el periodo de medición. Cuando no coincide deberá darse aplicación al esquema de proyección de consumos a que se refiere el artículo 12 del presente decreto.

PAR.—La Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá las metodologías que se requieran con el objeto de reflejar las variaciones que se presenten en el costo de la actividad de comercialización y demás componentes.

(D. 111/2012, art. 14)

SUBSECCIÓN 4.2

Suscriptor comunitario

ART. 2.2.3.3.4.4.2.1.—Acuerdos con suscriptores comunitarios. Para que un comercializador de energía eléctrica aplique alguno de los esquemas diferenciales mencionados en el artículo de esta disposición, deberá celebrar con un suscriptor comunitario un acuerdo que contendrá por lo menos los aspectos que se relacionan a continuación:

a) Forma de efectuar la medición y facturación comunitaria;

b) Determinación del representante del suscriptor comunitario y de ser el caso, su remuneración;

c) Duración del acuerdo;

d) Definición de los periodos de continuidad;

e) Formas de pago;

f) De ser el caso, garantías de pago.

PAR.—La celebración del acuerdo implica la suscripción de un contrato de servicio público entre el comercializador de energía eléctrica y el suscriptor comunitario y por lo tanto sustituye los contratos de condiciones uniformes celebrados por cada usuario, en el evento de que estos existan, sin que por ello pierdan su vigencia. Las condiciones no pactadas en el referido acuerdo, serán suplidas por las contenidas en los contratos de condiciones uniformes en lo que no fuere incompatible con la esencia de los mismos.

(D. 111/2012, art. 15)

ART. 2.2.3.3.4.4.2.2.—Responsabilidades del representante del suscriptor comunitario. El representante del suscriptor comunitario desempeñará una o varias de las siguientes funciones, conforme lo acuerde con el comercializador de energía eléctrica:

a) Leer los medidores individuales de cada uno de los usuarios pertenecientes al área especial, en el evento en que dichos equipos de medida existan,

b) Distribuir el valor de la factura comunitaria entre los usuarios pertenecientes al área especial, para lo cual tendrá en cuenta la medida individual de cada usuario, en caso de que exista, o en su defecto, la carga instalada de cada uno de ellos o la proyección de consumo, los cuales deberá actualizar mensualmente,

Esta distribución de la diferencia entre la factura comunitaria y la sumatoria de las medidas individuales, se hará de tal forma que no implique un incremento de lo que le corresponde efectivamente pagar a cada uno de los usuarios individualmente considerados,

c) Aplicar los subsidios y recaudar las contribuciones conforme a la ley, en nombre del comercializador de energía eléctrica, para lo cual deberá llevar la información resultante de aplicar los anteriores conceptos,

d) Recaudar de los usuarios pertenecientes al área especial, las cuotas partes de la factura comunitaria,

e) Suspender el servicio a los usuarios pertenecientes al área especial que no cancelen la cuota parte que les corresponde de la factura comunitaria, de acuerdo con el operador de red,

f) Contratar el personal que considere necesario para efectuar su gestión, siempre y cuando dicho personal pertenezca a la misma área especial,

g) Trasladar oportunamente las sumas acordadas al comercializador correspondiente,

h) Proporcionar la información que requiera el comercializador con destino al control de la gestión del representante del suscriptor comunitario o que sea requerida por cualquier entidad con facultades legales para solicitarla,

i) Recibir las peticiones, quejas y reclamos y transmitirlas al comercializador.

PAR.—El comercializador de energía eléctrica brindará sin costo, al representante del suscriptor comunitario y al personal que este contrate, capacitación, así como las herramientas y equipos que requiera para el adecuado cumplimiento de sus funciones.

(D. 111/2012, art. 16)

ART. 2.2.3.3.4.4.2.3.—Responsabilidades del operador de red frente a suscriptores comunitarios. Salvo en los barrios subnormales y en los asentamientos humanos que no puedan ser objeto de normalización de acuerdo con la Ley 388 de 1997 y en la demás normatividad aplicable, el operador de red que desarrolle su actividad en el área especial deberá efectuar la administración, operación, mantenimiento y reposición de los respectivos activos de uso que componen la red de uso general.

En todo caso, el operador de red deberá cumplir con los indicadores de calidad que para las áreas especiales defina la Comisión de Regulación de Energía y Gas, los cuales se referirán siempre al período de continuidad.

(D. 111/2012, art. 17)

ART. 2.2.3.3.4.4.2.4.—Planes de mejoramiento. Las zonas de difícil gestión que habiendo sido certificadas y registradas inicialmente en cumplimiento de lo dispuesto por los decretos reglamentarios del Fondo de Energía Social adoptado por las leyes 812 de 2003, 1150 de 2007 y 1450 de 2011, y que durante el periodo anual de certificación a que hace referencia el parágrafo 3º del artículo 2.2.3.3.4.4, ya no reúnan las condiciones iniciales, continuarán siendo consideradas zonas de difícil gestión, percibiendo el beneficio FOES en los términos de este decreto, siempre y cuando se encuentren cumpliendo con el plan de mejoramiento de sus índices de cartera o pérdidas, inicialmente pactado.

PAR. 1º—El cumplimiento de los planes de mejoramiento deberá estar debidamente certificado por la auditoría externa de gestión y resultado y/o el representante legal, según el caso, para efectos del cumplimiento del artículo 2.2.3.3.4.4.

PAR. 2º—Los planes de mejoramiento para las zonas de difícil gestión podrán pactarse para efectos del beneficio del FOES, por un plazo de cuatro (4) años contados a partir del 31 de mayo de 2013, fecha de expedición del Decreto compilado, en el caso de las zonas actualmente registradas, y de cuatro (4) años contados a partir de la suscripción de los planes de mejoramiento para las nuevas zonas que sean registradas con posterioridad al 31 de mayo de 2013.

(D. 1144/2013, art. 4º)

ART. 2.2.3.3.4.4.2.5.—Certificación zonas de difícil gestión. En el caso de barrios subnormales que se encuentran en proceso de normalización, sus indicadores de pérdidas y/o cartera podrán ser evaluados para efectos de que una vez normalizados sean certificados como zonas de difícil gestión con la información del año inmediatamente anterior y con corte a 31 de diciembre.

(D. 1144/2013, art. 5º)

ART. 2.2.3.3.4.4.2.6.—Temporalidad. Los esquemas diferenciales de prestación del servicio a que se refiere el artículo 2.2.3.3.4.1.1 del presente decreto, se seguirán aplicando siempre que cada área especial mantenga las condiciones que la llevaron a ser catalogada como tal, o cumpla con los planes de mejoramiento acordados. Para los casos de distribución de pérdidas, estas se ajustarán en concordancia con los planes de reducción de pérdidas propuestos por el operador de red a la CREG, de acuerdo con lo establecido en la sección 2, referida a las políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad y en la Resolución CREG 172 de 2011 o sus modificatorias, e independientemente de que el plan sea aprobado por el regulador o de que el operador de red decida no aceptarlo.

(D. 111/2012, art. 18, modificado por el D. 1144/2013, art. 6º)

SUBSECCIÓN 4.3

Recursos del Fondo de Energía Social, FOES.

(Nota: Adicionado por el Decreto 53 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.4.4.3.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 53 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.4.4.3.2.—(Nota: Adicionado por el Decreto 53 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Adicionado por el Decreto 53 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 5

(Nota: Adicionado por el Decreto 1543 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.5.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1543 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.5.2.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1543 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.5.3.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1543 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.5.4.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1543 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.5.5.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1543 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.5.6.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1543 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.3.5.7.—(Nota: Adicionado por el Decreto 1543 de 2017 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO 4

Procedimiento de amparo policivo para las empresas de servicios públicos

ART. 2.2.3.4.1.—Amparo policivo. Las Empresas de Servicios Públicos a las cuales les hayan ocupado bienes inmuebles contra su voluntad o sin su consentimiento, o sean afectadas por actos que entorpezcan o amenacen perturbar el ejercicio de sus derechos sobre bienes de su propiedad, o destinados a la prestación de servicios públicos o respecto de aquellos ubicados en zonas declaradas de utilidad pública e interés social, podrán en cualquier tiempo, promover el amparo policivo contemplado en el artículo 29 de la Ley 142 de 1994 con el fin de preservar la situación que existía en el momento en que se produjo la perturbación u obtener la restitución de dichos bienes, sin perjuicio de las acciones que la Ley atribuye a los titulares de derechos reales.

(D. 1575/2011, art. 1º)

ART. 2.2.3.4.2.—Competencia. La autoridad competente para conocer del amparo policivo de que trata el artículo 2.2.3.4.1 de este decreto corresponde, en primer orden, al alcalde o su delegado, con el apoyo de la Policía Nacional.

PAR. 1º—Cuando la autoridad municipal no se pronuncie dentro de los términos establecidos en el artículo 2.2.3.4.6 de este decreto, a solicitud de la empresa, el gobernador del departamento o su delegado, asumirá la competencia, sin perjuicio de las investigaciones disciplinarias a que haya lugar, conforme al Código Disciplinario Único, Ley 734 de 2002.

PAR. 2º—Cuando el gobernador del departamento ante quien se eleve la solicitud, no dé trámite a la misma de conformidad con lo dispuesto en el artículo 2.2.3.4.6 del presente decreto, el Gobierno Nacional a solicitud de la empresa, a través del Ministerio del Interior y de Justicia, podrá insistir ante el gobernador frente a la necesidad de dar trámite al amparo solicitado en los términos establecidos en el artículo 29 de la Ley 142 de 1994, sin perjuicio de que dé traslado a las autoridades competentes para que se adelanten las investigaciones disciplinarias pertinentes según lo dispuesto en el Código Disciplinario Único, Ley 734 de 2002.

PAR. 3º—En los eventos contemplados en los parágrafos anteriores, la empresa deberá adjuntar a la solicitud dirigida al Ministerio del Interior y de Justicia, copia del escrito radicado ante el alcalde o el gobernador, según corresponda, y manifestar que ha transcurrido el término establecido en el artículo 2.2.3.4.6 de este decreto sin que los mismos se hayan pronunciado.

(D. 1575/2011, art. 2º)

ART. 2.2.3.4.3.—Conflicto de competencias. Tratándose de la ocupación o perturbación de bienes declarados de utilidad pública e interés social, en los cuales se desarrolle la construcción de proyectos de infraestructura de servicios públicos, que comprendan dos (2) o más municipios de un mismo departamento, la solicitud de amparo podrá ser elevada directamente ante el gobernador del departamento o su delegado.

(D. 1575/2011, art. 3º)

ART. 2.2.3.4.4.—Circunstancias de orden público. Cuando las circunstancias de orden público lo exijan, calificadas por el Ministerio del Interior y de Justicia - dirección de gobierno y gestión territorial o quien haga sus veces, este podrá brindar su apoyo a las entidades territoriales para efectos de adelantar el amparo policivo de que trata el presente decreto.

(D. 1575/2011, art. 4º)

ART. 2.2.3.4.5.—De la solicitud. La solicitud de amparo policivo deberá reunir los siguientes requisitos:

1. El nombre del funcionario a quien se dirige.

2. La identificación de quien solicita la protección o amparo policivo.

3. El nombre de la persona o personas en contra de quienes se dirige la acción, si fueren conocidas.

4. La identificación del predio que ha sido objeto de ocupación o perturbación.

5. Las pruebas o elementos que acrediten el interés o derecho para solicitar el amparo.

6. La prueba sumaria de las condiciones y demás circunstancias en que se produce la perturbación u ocupación del bien.

(D. 1575/2011, art. 5º)

ART. 2.2.3.4.6.—Trámite. Dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la presentación de la solicitud de amparo policivo, la autoridad competente deberá avocar conocimiento y verificar el cumplimiento de los requisitos de la solicitud. Si la solicitud no reúne los requisitos de que trata el artículo quinto del presente decreto, se devolverá al interesado al día hábil siguiente para que en el lapso de dos (2) días hábiles los subsane.

En caso de que no se subsanen los requisitos, la autoridad competente se abstendrá de tramitar el amparo y notificará dicha decisión a la empresa mediante fijación en edicto por el término de dos (2) días hábiles, contados a partir del día siguiente de la determinación.

(D. 1575/2011, art. 6º)

ART. 2.2.3.4.7.—Notificación del amparo policivo. Verificado el cumplimiento de los requisitos exigidos en el presente decreto, se notificará de la solicitud de amparo policivo a los ocupantes o perturbadores, personalmente o mediante fijación de aviso en la entrada del predio objeto de la protección, o por cualquier medio efectivo de notificación, quienes contarán con el término de tres (3) días hábiles para exhibir y allegar título o prueba legal que justifique su permanencia en el predio.

Transcurrido el plazo señalado en el inciso anterior, la autoridad competente dentro de los tres (3) días hábiles siguientes, mediante resolución motivada, valorará las pruebas y decidirá sobre la procedencia o no del amparo, la cual se dará a conocer a los querellados a más tardar al día hábil siguiente a su expedición, en la forma indicada en el inciso anterior.

(D. 1575/2011, art. 7º)

ART. 2.2.3.4.8.—Diligencia de amparo policivo. En caso de que proceda el amparo, dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la ejecutoria de la decisión, la autoridad competente, directamente o contando .con el apoyo de la Policía Nacional se desplazará al lugar de los hechos y una vez allí, requerirá a los querellados para que cesen los actos perturbadores y/o desalojen el predio contando para ello, de ser necesario con el apoyo de la fuerza pública, en los términos autorizados por el Código Nacional de Policía y demás normas vigentes; sin perjuicio de la aplicación de las multas de que trata el artículo 29 de la Ley 142 de 1994.

PAR.—Ejecutada la decisión, si los querellados realizan nuevamente los actos que dieron origen al amparo, a solicitud de la empresa, la autoridad que lo concedió, requerirá a sus destinatarios para que se cumpla la decisión, salvo que acrediten prueba legal sobreviviente que justifique su permanencia u ocupación.

(D. 1575/2011, art. 8º)

ART. 2.2.3.4.9.—Recursos. En caso de que se niegue el amparo, la decisión deberá ser notificada a la empresa por edicto que se fijará por el término de tres (3) días hábiles, contados a partir del día hábil siguiente de la determinación. Contra la decisión que niega la solicitud de amparo policivo, procede el recurso de reposición, que deberá ser interpuesto ante el mismo funcionario que la profirió, dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la notificación de la decisión. Dicho recurso deberá resolverse en un término que no podrá ser superior a tres (3) días hábiles.

(D. 1575/2011, art. 9º)

ART. 2.2.3.4.10.—Protección de los ocupantes o perturbadores. Los ocupantes o perturbadores contra quienes se conceda el amparo policivo contemplado en este decreto, podrán invocar la protección de sus derechos, mediante el ejercicio de las acciones legales pertinentes.

(D. 1575/2011, art. 10)

CAPÍTULO 5

Organismos

SECCIÓN 1

Aspectos relacionados con el Consejo Nacional de Operación

ART. 2.2.3.5.1.1.—Integrantes. La representación de las empresas que conforman el Consejo Nacional de Operación se hará a través de personas vinculadas al área técnica u operativa de dichas empresas. En las reuniones del Consejo Nacional de Operación no se permitirá la presencia ni la participación de personas vinculadas al área comercial de las empresas mencionadas.

PAR.—Las discusiones y decisiones del Consejo Nacional de Operación estarán relacionadas exclusivamente con aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica o sobre aspectos del reglamento de operación, conforme con lo dispuesto en el artículo 36 de la Ley 143 de 1994.

(D. 2238/2009, art. 1º)

ART. 2.2.3.5.1.2.—Invitados. Serán invitados a las sesiones de los comités y subcomités del Consejo Nacional de Operación, el Superintendente Delegado de Energía y Gas de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, el director de Energía del Ministerio de Minas y Energía y el director de la UPME, quienes serán invitados permanentes a las sesiones y podrán delegar su participación en las mismas.

PAR.—La participación en las sesiones de los comités y subcomités del Consejo Nacional de Operación por parte de los anteriores funcionarios, será con voz pero sin voto y atendiendo a las funciones legales y reglamentarias que se encuentren en cabeza de cada entidad.

(D. 2238/2009, art. 2º)

SECCIÓN 2

Consejo Nacional de Técnicos Electricistas, Conte

SUBSECCIÓN 2.1

Funciones del consejo nacional y de los consejos seccionales

ART. 2.2.3.5.2.2.1.1.—Funciones del Consejo Nacional. Son funciones del consejo nacional, además de las establecidas en el artículo 20 de la Ley 51 de 1986, las siguientes:

a) Velar por el cumplimiento de las normas legales y reglamentarias que regulan el ejercicio, de las ingenierías eléctrica, mecánica y profesiones afines;

b) Fijar los valores de los derechos y fijar los procedimientos para la expedición de los certificados de matrículas;

c) Establecer los valores de los reembolsos a los consejos seccionales por concepto de la expedición de los certificados de matrícula;

d) Determinar la creación o supresión de consejos profesionales seccionales de conformidad con lo dispuesto en el artículo 19 de la Ley 51 de 1986;

e) Conocer de las infracciones a las normas éticas, de la cual tenga información; si los hechos materia del proceso disciplinario son constitutivos de delito no querellable, denunciar tal conducta ante las autoridades competentes;

f) Adelantar las investigaciones y los procedimientos para imponer las sanciones por las infracciones que se cometan contra las disposiciones de ética profesional, de conformidad con las normas previstas en este decreto;

g) El consejo nacional podrá ampliar el alcance de las actividades a que se refiere la clasificación prevista en el artículo 1º de la Ley 51 de 1986, teniendo en cuenta las características especiales del país;

h) Aprobar su presupuesto y los de los consejos seccionales;

i) Organizar su propia secretaría ejecutiva.

(D. 1873/96, art. 2º)

ART. 2.2.3.5.2.2.1.2.—Facultad del Consejo Nacional. El consejo nacional, según lo previsto en el ordinal d) del artículo 21 de la Ley 51 de 1986, podrá señalar funciones en los consejos seccionales.

(D. 1873/96, art. 3º)

ART. 2.2.3.5.2.2.1.3.—Administración de los fondos recaudados. Los fondos que se recauden, por concepto de derechos de matrículas y expedición de certificados, serán administrados por la Asociación Colombiana de Ingenieros Electricistas, Mecánicos, Electrónicos y Afines, Aciem, de acuerdo con los procedimientos establecidos por el consejo nacional.

(D. 1873/96, art. 4º)

ART. 2.2.3.5.2.2.1.4.—Funciones de los consejos seccionales. Son funciones de los consejos seccionales, además de las establecidas en el artículo 21 de la Ley 51 de 1986, las siguientes:

a) Adelantar las investigaciones y los procedimientos para imponer las sanciones por las infracciones que se cometan contra las disposiciones de ética profesional, de conformidad con las normas previstas en este decreto;

b) Expedir los certificados de matrícula de su competencia;

c) Expedir los certificados provisionales que suplen en forma temporal las matrículas profesionales;

d) Organizar sus secretarías ejecutivas de acuerdo con el reglamento dictado por el consejo nacional;

e) Denunciar ante las autoridades competentes los hechos materia del proceso disciplinario, que constituyan delitos no querellables;

f) Las demás que le señale la Ley 51 de 1986, los decretos reglamentarios y el consejo nacional.

(D. 1873/96, art. 5º)

SUBSECCIÓN 2.2

Matrículas profesionales

ART. 2.2.3.5.2.2.2.1.—Matrículas profesionales. Es el acto administrativo mediante el cual se ordena la inscripción de un ingeniero electricista, mecánico o profesional a fin en el registro de ingenieros del consejo nacional, y que confiere a dicho ingeniero el derecho a ejercer su profesión en cualquier lugar del país.

(D. 1873/96, art. 7º) (sic)

ART. 2.2.3.5.2.2.2.2.—Certificado de matrícula. Es el documento que acredita la matrícula profesional de un ingeniero electricista, mecánico o profesional afín.

(D. 1873/96, art. 6º) (sic)

ART. 2.2.3.5.2.2.2.3.—Solicitud de matrícula. La persona que aspire a obtener la matrícula profesional en cualquiera de las profesiones de la ingeniería contempladas en la Ley 51 de 1986 deberá presentar, ante el consejo seccional que escoja, el formulario de solicitud debidamente diligenciado con la acreditación de las calidades y los documentos que se exigen en la Ley 51 de 1986.

El consejo nacional elaborará el formulario de solicitud para la obtención de la matrícula profesional, en el que se indicarán la información y los requisitos legales necesarios para la solicitud de la matrícula profesional.

(D. 1873/96, art. 8º)

ART. 2.2.3.5.2.2.2.4.—Decisión sobre la solicitud de matrícula profesional. Estudiada la solicitud y la documentación presentada, el consejo seccional, mediante resolución motivada, resolverá la petición de matrícula profesional dentro de los quince (15) días siguientes a la fecha de la presentación de la documentación completa.

El consejo seccional, podrá ampliar este término hasta por un lapso de treinta (30) días, e informará al interesado el plazo en que adoptará la decisión.

La negativa de la matrícula profesional sólo podrá basarse en la carencia de las condiciones exigidas por la Ley 51 de 1986 para el ejercicio de las ingenierías eléctrica, mecánica y profesiones afines.

(D. 1873/96, art. 9º)

ART. 2.2.3.5.2.2.2.5.—Recursos y consulta. Contra la decisión sobre la solicitud de matrícula proceden los recursos de reposición y apelación, que se deberán interponer dentro de los cinco (5) días siguientes a la notificación de la decisión.

En todo caso, luego de la expedición de la matrícula profesional, el respectivo consejo seccional remitirá toda la actuación y la documentación al consejo nacional para la correspondiente confirmación, ya sea por vía de apelación o de consulta.

Recibida una resolución en apelación o consulta por el consejo nacional, se resolverá sobre ella en la siguiente reunión ordinaria de este, de acuerdo con las normas previstas para el efecto en el libro primero, parte primera del Código Contencioso Administrativo.

PAR.—El Consejo seccional, de conformidad con lo previsto en el inciso 3º del artículo 73 del Código Contencioso Administrativo, podrá en cualquier tiempo revocar el acto por el cual se confiere la matrícula profesional con el fin de corregir simples errores aritméticos o de hecho que no incidan en el sentido de la decisión.

(D. 1873/96, art. 10)

ART. 2.2.3.5.2.2.2.6.—Inscripción y expedición de certificados. Una vez confirmada la matrícula profesional, el consejo nacional deberá efectuar la inscripción en el registro de ingenieros y el consejo seccional correspondiente expedirá el certificado que acredite la matrícula profesional.

(D. 1873/96, art. 11)

ART. 2.2.3.5.2.2.2.7.—Ejercicio profesional. Todo ingeniero electricista, mecánico o profesional afín deberá colocar, al pie de su nombre o firma, el número de su matrícula y su especialidad en todas las actuaciones profesionales que ejerza.

(D. 1873/96, art. 12)

ART. 2.2.3.5.2.2.2.8.—Ampliación de la matrícula. La persona que tenga matrícula profesional de ingeniero en cualquiera de las profesiones a que se refiere la Ley 51 de 1986, y culmine estudios posteriores que le confieran título profesional en otra de dichas profesiones, podrá obtener la ampliación de su matrícula de manera que esta abarque el conjunto de títulos adquiridos. En este caso se procederá a sustituir la matrícula anterior por otra en la que consten las adiciones.

(D. 1873/96, art. 13)

ART. 2.2.3.5.2.2.2.9.—Cancelación de la matrícula. El consejo nacional podrá en todo tiempo, de oficio o a solicitud de cualquier persona, revisar la actuación sobre la matrícula, ordenando su cancelación si se comprueba que se realizó sin el lleno de los requisitos legales, mediante la utilización de información falsa judicialmente declarada o en contravención de las normas previstas en este decreto, de conformidad con el procedimiento señalado en el artículo 74 del Código Contencioso Administrativo.

PAR.—Cuando existan graves indicios de la presentación de información falsa para la obtención de la matrícula profesional, el consejo nacional denunciará los hechos ante las autoridades competentes.

(D. 1873/96, art. 14)

SUBSECCIÓN 2.3.

Licencias especiales

ART. 2.2.3.5.2.2.3.1.—Otorgamiento de licencias especiales. El profesional perteneciente a una de las profesiones de la ingeniería a que se refiere la Ley 51 de 1986, titulado y domiciliado en el exterior, que celebre contrato con una entidad pública o privada para prestar sus servicios en el país por un tiempo determinado, deberá solicitar una licencia especial ante el consejo nacional. Para tal efecto deberá diligenciar y presentar el formulario de solicitud correspondiente.

Estas licencias serán expedidas cuando, según concepto del consejo nacional, sea conveniente o necesario el concurso de ese personal, particularmente cuando se trate de especialidades que no existan en el país o que existan en grado muy limitado.

(D. 1873/96, art. 15)

ART. 2.2.3.5.2.2.3.2.—Capacitación de personal colombiano. El titular de la licencia especial está obligado a entrenar y capacitar, en su respectiva especialidad, a personal colombiano que esté inscrito en el registro de ingenieros que lleva el consejo nacional.

Con el objeto de garantizar el cumplimiento de este requisito, al momento de la solicitud de licencia especial, el interesado deberá otorgar al consejo nacional una garantía bancaria o de seguros, expedida por una compañía legalmente constituida en Colombia, hasta por un valor máximo de cien (100) salarios mínimos legales mensuales vigentes.

En el evento de que no se dé cumplimiento a la obligación de entrenar y capacitar a personal colombiano, el consejo nacional hará efectiva la garantía otorgada y procederá a la cancelación de la licencia especial.

(D. 1873/96, art. 16)

ART. 2.2.3.5.2.2.3.3.—Prórroga de la licencia especial. En caso de requerirse la ampliación de la licencia especial, por no estar terminado el trabajo para cuya realización se expidió y/o no estar capacitado el personal colombiano, el beneficiario de la licencia especial podrá solicitar, por una sola vez, que se prorrogue el término inicial hasta por seis meses más. El consejo nacional decidirá, según su criterio, si accede o no a la solicitud de prórroga.

(D. 1873/96, art. 17)

ART. 2.2.3.5.2.2.3.4.—Validez de la licencia. Terminado el trabajo para el cual se otorgó la licencia especial a un ingeniero, este no podrá dedicarse a ninguna otra labor relacionada con el ejercicio de la ingeniería en el país, salvo que obtenga su matrícula profesional.

(D. 1873/96, art. 18)

SUBSECCIÓN 2.4

De la profesión de técnico electricista

ART. 2.2.3.5.2.2.4.1.—Ejercicio de la profesión de técnico electricista. Entiéndase que constituyen ejercicio a nivel medio de la profesión de técnico electricista de que trata el artículo 1º de la Ley 19 de 1990, las siguientes actividades:

a) La colaboración en el estudio, análisis, control técnico y perfeccionamiento de la fabricación de máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos;

b) La preparación de: programas de trabajo, presupuestos de cantidades, costos de los materiales y/o mano de obra, relacionados con máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos para instalaciones eléctricas de producción, distribución y consumo de energía eléctrica;

c) El estudio y análisis para el mantenimiento y reparación de máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos, y construcción y montaje de instalaciones de producción, distribución y consumo de energía eléctrica, y

d) La vigilancia e instrucción a los auxiliares e instaladores, en la ejecución de pruebas, tomas de lecturas, regulación de instrumentos, anotación de observaciones, aseguramiento de condiciones y normas de seguridad, inspección y comprobación del trabajo terminado de instalaciones eléctricas, máquinas eléctricas, equipo eléctrico y accesorios electrónicos de producción, distribución y consumo de energía eléctrica.

(D. 991/91, art. 1º)

ART. 2.2.3.5.2.2.4.2.—Ejercicio como auxiliar de los ingenieros electricistas de la profesión de técnico electricista. Entiéndase que constituye ejercicio como auxiliar de los ingenieros electricistas de la profesión de técnico electricista, de que trata el artículo 1º de la Ley 19 de1990, la realización de actividades y labores relacionadas con el estudio y las aplicaciones de la electricidad que requieren la dirección, coordinación y responsabilidad de ingenieros electricistas.

(D. 991/91, art. 2º)

SUBSECCIÓN 2.5

Clases de matrícula

ART. 2.2.3.5.2.2.5.1.—Clases de matrículas. El Consejo Nacional de Técnicos Electricistas, Conte, otorgará las matrículas a que se refiere el artículo 3º de la Ley 19 de1990, de conformidad con la siguiente clasificación de actividades:

Clase TE1. Técnico en instalaciones eléctricas interiores: a los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado al montaje y reparación de circuitos eléctricos de todo tipo de salidas para tomacorrientes, enchufes, salidas para alumbrado, lámparas y luminarias, interruptores, conexiones especiales, tableros de distribución de circuitos, equipos de medida, protección, control, señalización y servicios auxiliares de instalaciones eléctricas.

Clase TE2. Técnico en bobinados eléctricos y accesorios: a los técnicos electricistas que lleven mando de todo tipo de transformadores eléctricos, motores eléctricos, generadores eléctricos equipo de instalaciones eléctricas y accesorios de instrumentación electrónica industrial.

Clase TE3. Técnico en mantenimiento eléctrico: A los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado a la operación y mantenimiento de instalaciones eléctricas y accesorios electrónicos industriales, relacionados con la instrumentación, accionamientos y control de máquinas, equipos y aparatos mecánicos, hidráulicos o neumáticos.

Clase TE4. Técnico en electricidad industrial: A los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado a la fabricación, construcción y montaje de: transformadores eléctricos, motores eléctricos, generadores eléctricos, baterías, equipo eléctrico y accesorios electrónicos de medida, protección, maniobra, control automático, interrupción, señalización, variación de velocidad, compensación reactiva, dispositivos relevadores; así también para subestaciones capsuladas, armarios de contadores, tableros de protección y distribución de circuitos eléctricos, celdas de alta y baja tensión, centros de control de motores eléctricos, tableros de mando eléctrico, señalización, cofres y controles eléctricos especiales.

Clase TE5. Técnico en redes eléctricas: A los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado a la construcción, montaje, conexión, maniobra y mantenimiento de redes eléctricas aéreas y subterráneas, subestaciones eléctricas de distribución y los equipos de protección, medida, control eléctrico y accesorios electrónicos asociados; así como equipos eléctricos y accesorios electrónicos de pequeñas centrales eléctricas.

Clase TE6. Técnico en instalaciones eléctricas especiales: A los técnicos electricistas que lleven a cabo el estudio aplicado al montaje, conexión, mantenimiento y reparación de equipos eléctricos para instalaciones especiales, tales como electrodomésticos, parque automotor, aeronaves, embarcaciones, telecomunicaciones, telefonía, circuitos cerrados de televisión, alarmas, antenas, centros de cómputo, etc.

Clase AUX. Auxiliar de ingenieros electricistas: A las personas que lleven a cabo la realización de actividades y labores relacionadas con el estudio y las aplicaciones de la electricidad para cuyo ejercicio requieren la dirección, coordinación y responsabilidad de ingenieros electricistas.

PAR.—Al expedirse la matrícula correspondiente, deberá especificarse en la misma la especialidad o especialidades para las que se otorga.

(D. 991/91, art. 3º)

ART. 2.2.3.5.2.2.5.2.—Sustitución de matrículas por reclasificación. Las personas que obtengan su matrícula profesional, en cualesquiera de las clasificaciones que se refiere el artículo 2.2.3.5.2.2.5.1 de este decreto y que adelanten estudios posteriores que les confieran títulos de otras especialidades o demuestren haberlos hecho con anterioridad, podrán obtener la ampliación de su matrícula, de manera que esta abarque todo el conjunto de títulos adquiridos. En este caso se procederá a sustituir el documento de la matrícula anterior por uno nuevo en que consten todos los títulos.

(D. 991/91, art. 4º)

SUBSECCIÓN 2.6

Consejo nacional y comités seccionales de técnicos electricistas

ART. 2.2.3.5.2.2.6.1.—Del representante de las escuelas e institutos técnicos de electricidad. El representante de las escuelas e institutos técnicos de electricidad al consejo nacional de técnicos electricistas, a que se refiere el artículo 5º de la Ley 19 de 1990, será seleccionado por el Ministerio de Educación Nacional de la terna presentada por los mencionados centros educativos que funcionen en el país debidamente aprobados por el Gobierno Nacional, dentro de los tres (3) meses anteriores al vencimiento del período de quien este ejerciendo el cargo.

PAR.—Transcurrido el término a que se refiere el presente artículo sin que se haya presentado la terna correspondiente, el Ministerio de Educación Nacional procederá a elegir el representante respectivo.

(D. 991/91, art. 9º)

ART. 2.2.3.5.2.2.6.2.—De los comités seccionales. El consejo nacional de técnicos electricistas, teniendo en cuenta las necesidades regionales del país, organizará los comités seccionales de técnicos electricistas cuyas sedes serán las capitales de departamento, y estarán integrados por:

a) Un (1) representante del gobierno seccional;

b) Un (1) representante de las escuelas o institutos técnicos de electricidad debidamente aprobados por el gobierno, y

c) Dos (2) técnicos electricistas, profesionales y matriculados, nombrados por la Federación Nacional de Técnicos Electricistas “Fenaltec”.

PAR.—En aquellos departamentos en donde no funcione universidad, escuela o instituto autorizado por el gobierno para otorgar títulos en electricidad, el representante respectivo será seleccionado por el consejo nacional de técnicos electricistas entre los establecimientos educativos que impartan instrucción en áreas técnicas.

(D. 991/91, art. 10)

ART. 2.2.3.5.2.2.6.3.—Periodo de los miembros. El período de los miembros del consejo nacional y de los comités seccionales de técnicos electricistas será dedos (2) años, sus cargos serán ejercidos sin remuneración y podrán ser reelegidos por una sola vez para el período siguiente.

(D. 991/91, art. 11)

ART. 2.2.3.5.2.2.6.4.—Funciones de los comités seccionales. Los comités seccionales de técnicos electricistas ejercerán dentro de su territorio, las mismas funciones del consejo nacional de técnicos electricistas.

(D. 991/91, art. 12)

ART. 2.2.3.5.2.2.6.5.—Funciones consejo nacional de técnicos electricistas. Para el desarrollo de las funciones públicas asignadas al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas, Conte, por el artículo 4º de la Ley 19 de 1990, modificado por el artículo 35 de la Ley 1264 de 2008, este deberá:

1. Estudiar, tramitar y expedir las matrículas profesionales de los técnicos electricistas.

2. El Consejo Nacional de Técnicos Electricistas publicará y mantendrá actualizada en la página web listado completo de las personas que hayan obtenido la matrícula profesional correspondiente y se encuentren habilitadas para el ejercicio de la profesión con el fin de que sea distribuido y conocido ampliamente a los usuarios. En todo caso, dicho listado se mantendrá actualizado para su consulta pública, con la constancia de la vigencia de cada registro y estar disponible a través de medios de comunicación electrónicos.

3. Llevar el registro de los técnicos electricistas matriculados.

4. Adelantar las investigaciones y aplicar las sanciones a que haya lugar por quejas contra los técnicos electricistas por violaciones al Código de Ética.

5. Velar porque se cumplan en el territorio nacional las disposiciones sobre el ejercicio de la profesión de técnico electricista y denunciar ante las autoridades competentes las violaciones que se presenten.

6. Colaborar con las instituciones educativas para el estudio, evaluación y establecimiento de requisitos académicos y programas de estudio con el propósito de elevar el nivel académico de los técnicos electricistas.

7. Fomentar la capacitación y actualización tecnológica de los técnicos electricistas”

(D. 991/91, art. 13)

SUBSECCIÓN 2.7

Personal extranjero o domiciliado en el exterior

ART. 2.2.3.5.2.2.7.1.—De la licencia especial. Los extranjeros o colombianos domiciliados en el exterior que hayan obtenido título en país distinto a Colombia en cualesquiera de las actividades clasificadas en el artículo 2.2.3.5.2.2.5.1 de este decreto deberán, para prestar sus servicios profesionales por tiempo definido o período fijo mayor de seis (6) meses y menor de dos (2) años, formular a través de su empleador la solicitud de prescindencia de la matrícula y de expedición de licencia especial para ejercer en el país al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas, el cual, dentro de los ocho (8) días siguientes al recibo de la documentación, la estudiará y remitirá al Ministerio de Minas y Energía.

PAR.—A la solicitud a que se refiere el presente artículo, deberá anexarse:

a) Fotocopia de los respectivos títulos, debidamente autenticados por el cónsul colombiano y con traducción oficial;

b) Información sobre las actividades que va realizar en el país.

(D. 991/91, art. 14)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.2.—Homologación de títulos obtenidos en el extranjero. Para la prestación de servicios por períodos superiores a dos (2) años, las personas señaladas en el artículo anterior deberán obtener previamente la homologación del título por parte del Ministerio de Educación Nacional o el Instituto Colombiano para el fomento de la educación superior, Icfes y la matrícula para ejercer la profesión de técnico electricista les será expedida por el Ministerio de Minas y Energía con sujeción a lo establecido por el artículo 5º del presente decreto.

(D. 991/91, art. 15)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.3.—De la no exigencia de matrícula. La prestación de los servicios profesionales por términos menores de seis (6) meses, no requiere el trámite de licencia especial.

(D. 991/91, art. 16)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.4.—Nombramiento en cargos públicos. A partir de la vigencia del presente decreto la Nación, los departamentos y los municipios, así como sus entidades descentralizadas, determinarán cuáles son los cargos que requieren ser ejercidos por técnicos electricistas y, para tomar posesión de los mismos, deberá presentarse la correspondiente matrícula de técnico electricista.

(D. 991/91, art. 17)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.5.—Inscripción en entidades públicas. Los técnicos electricistas con matrícula vigente, podrán inscribirse como tales ante la Nación, los departamentos y los municipios, así como sus entidades descentralizadas, para ejecutar obras eléctricas que correspondan a las actividades determinadas en la respectiva matrícula profesional.

(D. 991/91, art. 18)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.6.—Los técnicos electricistas con matrícula vigente y debidamente inscritos, calificados y clasificados en los registros de contratistas de las entidades mencionadas en el artículo anterior, previo el trámite establecido en las normas sobre contratación administrativa vigentes, podrán participar en las licitaciones que abran dichas entidades y ser contratados para obras circunscritas a las actividades señaladas en su correspondiente matrícula.

(D. 991/91, art. 19)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.7.—En los contratos que se celebren con técnicos electricistas como resultado de las licitaciones se impondrá la obligación de encomendar la dirección y ejecución de los trabajos de obras eléctricas a técnicos electricistas que posean matrícula en la especialidad requerida. El incumplimiento de esta obligación por parte de los técnicos electricistas contratistas será establecido como causal de caducidad administrativa.

(D. 991/91, art. 20)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.8.—Objeción de trabajos por parte de las electrificadoras. Las electrificadoras podrán objetar los trabajos realizados por los técnicos electricistas si estos no cumplen con cualesquiera de los requisitos establecidos en los reglamentos de instalaciones o servicio de las empresas.

Si el técnico electricista no realiza las correcciones a las objeciones indicadas por la electrificadora, esta podrá solicitar al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas la imposición de las sanciones a que haya lugar y oficiará al Consejo Nacional de Técnicos Electricistas para que se proceda de conformidad con lo establecido en el Código de Ética Profesional.

(D. 991/91, art. 22)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.9.—Ejercicio ilegal de la profesión. No podrán ejercer la profesión de técnico electricista, quienes no posean la correspondiente matrícula expedida en la forma establecida en el presente decreto.

PAR.—Se exceptúan de lo establecido en el presente artículo los ingenieros electricistas.

(D. 991/91, art. 23)

ART. 2.2.3.5.2.2.7.10.—Disposiciones varias. Los recursos para atender los gastos que requieran el consejo nacional y los comités seccionales de técnicos electricistas para el cumplimiento de las disposiciones del presente decreto se obtendrán de los fondos que se recauden por concepto de donaciones, aportes y otros recursos que provengan del desarrollo de sus funciones.

(D. 991/91, art. 24)

CAPÍTULO 6

Aspectos generales del servicio público de energía

SECCIÓN 1

Del alumbrado público

ART. 2.2.3.6.1.1.—(Modificado).* Campo de aplicación. Esta sección aplica al servicio de alumbrado público y a las actividades que realicen los prestadores de este servicio.

(D. 2424/2006, art. 1º)

*(Nota: Modificado por el Decreto 943 de 2018 artículo 3° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.2.—(Modificado).* Prestación del servicio. Los municipios o distritos son los responsables de la prestación del servicio de alumbrado público. El municipio o distrito lo podrá prestar directa o indirectamente, a través de empresas de servicios públicos domiciliarios u otros prestadores del servicio de alumbrado público.

PAR.—Los municipios tienen la obligación de incluir en sus presupuestos los costos de la prestación del servicio de alumbrado público y los ingresos por impuesto de alumbrado público en caso de que se establezca como mecanismo de financiación.

(D. 2424/2006, art. 4º)

*(Nota: Modificado por el Decreto 943 de 2018 artículo 4° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.3.—(Subrogado).* Planes de servicio. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 12 de la Ley 143 de 1994, los municipios y distritos deben elaborar un plan anual del servicio de alumbrado público que contemple entre otros la expansión del mismo, a nivel de factibilidad e ingeniería de detalle, armonizado con el plan de ordenamiento territorial y con los planes de expansión de otros servicios públicos, cumpliendo con las normas técnicas y de uso eficiente de energía que para tal efecto expida el Ministerio de Minas y Energía.

(D. 2424/2006, art. 5º)

*(Nota: Subrogado por el Decreto 943 de 2018 artículo 5° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.4.—(Modificado).* Régimen de contratación. Todos los contratos relacionados con la prestación del servicio de alumbrado público que celebren los municipios o distritos con los prestadores del mismo, se regirán por las disposiciones contenidas en el estatuto general de contratación de la administración pública, y demás normas que lo modifiquen, adicionen o complementen.

PAR.—Los contratos que suscriban los municipios o distritos, con los prestadores del servicio de alumbrado público, para que estos últimos asuman la prestación del servicio de alumbrado público, o para que sustituyan en la prestación a otra que entre en causal de disolución o liquidación, deben garantizar la continuidad en la ejecución de la expansión con parámetros específicos de calidad y cobertura del servicio de alumbrado público, conforme a lo dispuesto en el artículo anterior.

(D. 2424/2006, art. 6º)

*(Nota: Modificado por el Decreto 943 de 2018 artículo 6° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.5.—(Modificado).* Contratos de suministro de energía. Los contratos para el suministro de energía eléctrica con destino al servicio de alumbrado público, deberán cumplir con la regulación expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas para el efecto. En todo caso, en los contratos de suministro de energía, se deberá garantizar la libre concurrencia de los oferentes en igualdad de condiciones.

(D. 2424/2006, art. 7º)

*(Nota: Modificado por el Decreto 943 de 2018 artículo 7° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.6.—(Subrogado).* Regulación económica del servicio. De conformidad con lo dispuesto en el artículo 23 de la Ley 143 de 1994, corresponderá a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, regular los aspectos económicos de la prestación del servicio de alumbrado público.

(D. 2424/2006, art. 8º)

*(Nota: Subrogado por el Decreto 943 de 2018 artículo 8° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.7.—(Subrogado).* Cobro del costo del servicio. Los municipios o distritos que hayan establecido el impuesto de alumbrado público podrán cobrarlo en las facturas de los servicios públicos, únicamente cuanto este equivalga al valor del costo en que incurre por la prestación del mismo. La remuneración de los prestadores del servicio de alumbrado público deberá estar basada en costos eficientes y podrá pagarse con cargo al impuesto sobre el servicio de alumbrado público que fijen los municipios o distritos.

(D. 2424/2006, art. 9º)

*(Nota: Subrogado por el Decreto 943 de 2018 artículo 9° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.8.—(Modificado).* Metodología para la determinación de costos máximos. Con base en lo dispuesto en los literales c) y e) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas establecerá una metodología para la determinación de los costos máximos que deberán aplicar los municipios o distritos, para remunerar a los prestadores del servicio así como el uso de los activos vinculados al sistema de alumbrado público.

PAR.—Para el suministro de energía con destino al alumbrado público se podrá adoptar por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG un régimen de libertad de precios o libertad regulada, de acuerdo con las reglas previstas en la Ley 142 de 1994, y demás normas que la modifiquen, adicionen o complementen.

(D. 2424/2006, art. 10)

*(Nota: Modificado por el Decreto 943 de 2018 artículo 10 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.9.—(Modificado).* Criterios para determinar la metodología. De conformidad con lo establecido en el artículo 44 de la Ley 143 de 1994, la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, aplicará los siguientes criterios para definir la metodología a que se hace referencia en el artículo anterior:

1. Eficiencia económica. Se utilizarán costos eficientes para remunerar el servicio.

2. Suficiencia financiera. Se garantizará la recuperación de los costos y gastos de la actividad, incluyendo la reposición, expansión, administración, operación y mantenimiento; y se remunerará la inversión y patrimonio de los accionistas de los prestadores del servicio.

3. Simplicidad: la metodología se elaborará de tal forma que se facilite su comprensión, aplicación y control.

4. Transparencia. La metodología será explícita y pública para todas las partes involucradas en la prestación del servicio y para los beneficiarios del mismo.

5. Integralidad. Los precios máximos reconocidos tendrán el carácter de integral, en el sentido en que supondrán un nivel de calidad, de acuerdo con los requisitos técnicos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía, y un grado de cobertura del servicio, de acuerdo con los planes de expansión del servicio que haya definido el municipio o distrito.

(D. 2424/2006, art. 11)

*(Nota: Modificado por el Decreto 943 de 2018 artículo 11 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.10.—(Modificado).* Control, inspección y vigilancia. Para efectos de la prestación del servicio de alumbrado público se ejercerán las funciones de control, inspección y vigilancia, teniendo en cuenta las siguientes instancias:

1. Control técnico. Las interventorías de los contratos de prestación de servicio de alumbrado público además de las obligaciones contenidas en el estatuto general de contratación de la administración pública, ejercerán un control técnico con sujeción a la normatividad que expida para esos fines el Ministerio de Minas y Energía.

2. Control social. Para efectos de ejercer el control social establecido en el artículo 62 de la Ley 142 de 1994 los contribuyentes y usuarios del servicio de alumbrado público podrán solicitar información a los prestadores del mismo, a la Contraloría General de la República y a la interventoría. Los municipios o distritos definirán la instancia de control ante la cual se interpongan y tramiten las peticiones, quejas y reclamos de los contribuyentes y usuarios por la prestación del servicio de alumbrado público.

(D. 2424/2006, art. 12)

*(Nota: Modificado por el Decreto 943 de 2018 artículo 12 del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.6.1.11.—Funciones del Ministerio de Minas y Energía. En cumplimiento de lo dispuesto en los artículos 67 de la Ley 142 de 1994 y 5º del Decreto 381 de 2012, corresponderá al Ministerio de Minas y Energía, ejercer en relación con el servicio de alumbrado público, las siguientes funciones:

1. Expedir los reglamentos técnicos que fijen los requisitos mínimos que deben cumplir los diseños, los soportes, las luminarias y demás equipos que se utilicen en la prestación del servicio de alumbrado público.

2. Recolectar y divulgar directamente o en colaboración con otras entidades públicas y privadas, información sobre nuevas tecnologías y sistemas de medición aplicables al servicio de alumbrado público.

3. Expedir la reglamentación correspondiente al ejercicio de la interventoría en los contratos de prestación del servicio de alumbrado público.

(D. 2424/2006, art. 13)

(Nota: Modificado el numeral 1º del presente artículo por el Decreto 943 de 2018 artículo 13 del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 2

Del uso racional y eficiente de la energía

ART. 2.2.3.6.2.1.—Objetivo. El objetivo de la presente sección es reglamentar el uso racional y eficiente de la energía, de tal manera que se tenga la mayor eficiencia energética para asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno, la competitividad del mercado energético colombiano, la protección al consumidor y la promoción de fuentes no convencionales de energía, dentro del marco del desarrollo sostenible y respetando la normatividad vigente sobre medio ambiente y los recursos naturales renovables.

(D. 3683/2003, art. 1º)

ART. 2.2.3.6.2.2.—Campo de aplicación. El presente decreto se aplica a toda la cadena de energéticos convencionales y no convencionales del territorio nacional.

(D. 3683/2003, art. 3º)

SUBSECCIÓN 2.1

Estructura institucional

ART. 2.2.3.6.2.2.1.1.—Gestión del Ministerio de Minas y Energía. El Ministerio de Minas y Energía, formulará los lineamientos de las políticas y diseñará los instrumentos para el fomento y la promoción de las fuentes no convencionales de energía, con prelación en las zonas no interconectadas; así como la ejecución de proyectos en eficiencia energética en Colombia; para lo cual realizará las gestiones necesarias para definir estrategias comunes con otras entidades de la Rama Ejecutiva que desarrollen funciones relacionadas con el tema de uso racional de energía, con el objetivo de organizar y fortalecer el esquema institucional más adecuado para el cumplimiento de dicha gestión.

(D. 3683/2003, art. 4º)

ART. 2.2.3.6.2.2.1.2.—Comisión intersectorial. Créase la Comisión intersectorial para el uso racional y eficiente de la energía y fuentes no convencionales de energía, Ciure, con el fin de asesorar y apoyar al Ministerio de Minas y Energía en la coordinación de políticas sobre uso racional y eficiente de la energía y demás formas de energía no convencionales en el sistema interconectado nacional y en las zonas no interconectadas.

PAR.—La comisión intersectorial será presidida por el Ministro de Minas y Energía o su delegado.

(D. 3683/2003, art. 5º)

ART. 2.2.3.6.2.2.1.3.—Integración. La comisión intersectorial estará integrada por los siguientes miembros permanentes:

a) El Ministro de Minas y Energía o su Delegado.

b) El Ministro de Comercio, Industria y Turismo o su Delegado.

c) El Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible o su Delegado.

d) El Director General del Departamento Nacional de Planeación.

e) El Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía Eléctrica y Gas, CREG.

f) El Director del Instituto Colombiano para el Desarrollo de la Ciencia y la Tecnología “Francisco José de Caldas”, Colciencias.

g) El director del Instituto de Promoción y Planificación de Soluciones Energéticas para las zonas no interconectadas, IPSE”.

(D. 3683/2003, art. 6º, modificado por el D. 2688/2008, art. 1º)

ART. 2.2.3.6.2.2.1.4.—Secretaría técnica. La comisión intersectorial contará con una secretaría técnica que será ejercida por la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, y tendrá a su cargo la coordinación de las sesiones y los grupos de trabajo, la preparación de documentos y la elaboración de las actas respectivas.

(D. 3683/2003, art. 7º)

ART. 2.2.3.6.2.2.1.5.—Objeto. La comisión intersectorial se constituye como una instancia de asesoría, consulta y apoyo del Ministerio de Minas y Energía, en el desarrollo de las siguientes funciones:

a) Coordinar las políticas del uso racional y eficiente de energía y fuentes no convencionales de energía que diseñen cada una de las entidades, en el ámbito de su competencia;

b) Impartir orientación superior a las entidades de la rama ejecutiva del poder público, que desarrollen funciones relacionadas con el uso racional y eficiente de energía y las fuentes no convencionales de energía;

c) Impulsar los programas y proyectos sobre uso racional y eficiente de energía, cogeneración y fuentes no convencionales de energía;

d) Impartir lineamientos específicos para el diseño, implementación y seguimiento del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure;

e) Efectuar el seguimiento de las metas, y variables energéticas y económicas que permitan medir el avance en la implementación del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure;

f) Coordinar la consecución de recursos nacionales o internacionales para desarrollar los programas y proyectos sobre uso racional y eficiente de energía y fuentes no convencionales de energía, así como definir las estrategias que permitan la identificación de nuevas fuentes y/o la consolidación de las existentes;

g) Estudiar, recomendar, hacer seguimiento y coordinar con las entidades competentes el otorgamiento de estímulos relacionados con el uso racional y eficiente de energía y fuentes no convencionales de energía;

h) Apoyar el desarrollo de programas de eficiencia energética para el transporte de pasajeros en los centros urbanos y para el transporte de carga;

i) Seleccionar a las personas naturales o jurídicas que deban ser galardonadas con la orden al mérito URE;

j) La comisión intersectorial, además asesorará al gobierno para la toma de decisiones estratégicas en el contexto de los objetivos de la ley y en condiciones de crisis del sector energético.

PAR.—La comisión de que trata el presente artículo, deberá adoptar su propio reglamento de funcionamiento.

(D. 3683/2003, art. 9º)

ART. 2.2.3.6.2.2.1.6.—Sesiones. La comisión intersectorial se reunirá ordinariamente una (1) vez cada trimestre.

La comisión podrá deliberar cuando se encuentren presentes por lo menos tres de sus miembros y decidirá con el voto favorable de la mitad más uno de los votos presentes.

(D. 3683/2003, art. 10)

SUBSECCIÓN 2.2

Mecanismo institucional de promoción

ART. 2.2.3.6.3.2.2.1.—Lineamientos generales del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure. Para el diseño del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure, el Ministerio de Minas y Energía tendrá en cuenta aspectos sociales, ambientales, culturales, informativos, financieros y técnicos, a fin de crear las condiciones del uso racional y eficiente de energía y fuentes no convencionales de energía, según los siguientes criterios:

a) Fomentar la utilización de fuentes energéticas convencionales y no convencionales con criterios de uso racional y eficiente, incluso a través de sistemas de cogeneración;

b) Tener en cuenta que el programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure, es un elemento contributivo a la competitividad de la economía colombiana;

c) Fomentar una cultura nacional de uso racional y eficiente de la energía y uso de fuentes no convencionales de energía;

d) Generar beneficios reales y una adecuada protección a los consumidores y usuarios;

e) Fomentar la modernización e incorporación de tecnologías y procesos eficientes en la cadena de suministro y uso de los energéticos;

f) Fomentar el uso de energéticos eficientes, económicos y de bajo impacto ambiental.

PAR.—Para el diseño del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure, el Ministerio de Minas y Energía podrá contar con la participación de los distintos agentes, públicos y privados de cada una de las cadenas energéticas.

(D. 3683/2003, art. 11)

ART. 2.2.3.6.3.2.2.2.—Alcance de la promoción. El alcance de la promoción del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure, se orientará al desarrollo de las siguientes actividades:

a) Celebrar convenios administrativos con otras entidades que se relacionen con el tema;

b) Convocar a los gremios, universidades, organismos no gubernamentales, y centros de desarrollo tecnológico con el fin de lograr acuerdos para la ejecución de programas del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure;

c) Crear las condiciones para que se desarrollen los convenios y programas Proure y en general el mercado URE en Colombia;

d) Propender por la utilización del gas natural en el sector residencial, industrial, comercial y vehicular, de manera que se dé cumplimiento a unas metas de demanda, que establecerá el programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure, para ser logradas en forma gradual;

e) Impulsar estrategias que permitan la prestación de servicios energéticos por parte de las empresas de servicios públicos y el surgimiento de empresas de servicios energéticos;

f) Promover esquemas sostenibles que permitan el surgimiento y fortalecimiento de entidades ejecutoras de proyectos de uso racional y eficiente de energía;

g) Promover la constitución de fondos voluntarios y celebrar acuerdos de la misma naturaleza con la industria, las empresas de servicios públicos, los gremios, las entidades de cooperación internacional y otras para el desarrollo de programas y actividades de apoyo al cumplimiento de los objetivos de la ley;

h) Las demás necesarias para el logro de la promoción del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure.

PAR. 1º—El Ministerio de Minas y Energía diseñará un programa acompañado de proyectos piloto para la promoción de fuentes renovables en las zonas no interconectadas, ZNI, para ser presentado ante el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas, Fazni. Dichos programas serán prioridad de acuerdo con lo establecido en la Ley 697 de 2001 y harán parte del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure.

PAR. 2º—Colciencias presentará al Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas, Fazni, planes programas y proyectos para la investigación y desarrollo tecnológico de fuentes renovables en las zonas no interconectadas, ZNI. Dichos programas serán prioridad de acuerdo con lo establecido en la Ley 697 de 2001 y harán parte del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure.

(D. 3683/2003, art. 12)

SUBSECCIÓN 2.3

Estímulos para la investigación y la educación

ART. 2.2.3.6.3.2.3.1.—Estímulos para la investigación. Colciencias, a través de los programas nacionales del sistema nacional de ciencia y tecnología que sean pertinentes, desarrollará estrategias y acciones en conjunto con otras entidades, para crear líneas de investigación y desarrollo tecnológico en el uso racional y eficiente de la energía y/o fuentes no convencionales de energía,

(D. 3683/2003, art. 13)

ART. 2.2.3.6.3.2.3.2.—Estímulos para la educación. El Icetex implementará el otorgamiento de préstamos a estudiantes de carreras o especializaciones relacionadas con el tema de uso racional y eficiente de la energía y/o fuentes no convencionales de energía.

Así mismo, organizará un sistema de información que contenga la oferta de programas de posgrados nacionales e internacionales en relación con el uso eficiente y racional de la energía y/o fuentes no convencionales de energía.

(D. 3683/2003, art. 14)

SUBSECCIÓN 2.4

Reconocimientos

ART. 2.2.3.6.2.2.4.1.—Creación de la condecoración al uso racional y eficiente de la energía y fuentes no convencionales. En desarrollo del numeral 3º del artículo 7º de la Ley 697 de 2001, créase la orden al mérito URE para distinguir y estimular a quienes se destaquen por el uso racional y eficiente de la energía.

Esta condecoración se otorgará en las siguientes categorías:

a) Categoría de oferta energética: Se otorgará a la persona natural o jurídica que presente el proyecto evaluado como el de mayor impacto positivo en la oferta energética en el país.

b) Categoría demanda energética: Se otorgará a la persona natural o jurídica que presente el proyecto evaluado como el de mayor impacto en cuanto a eficiencia de transformación energética que al ponderarlo en un periodo mínimo de un año presente los mayores ahorros de energéticos comercialmente disponibles.

c) Categoría investigación: Se otorgará a la persona natural o jurídica que presente el proyecto de investigación que sea evaluado como el de mayor contribución al URE en caso de ser implementado, ya sea en cuanto a la oferta energética o en cuanto la demanda energética.

d) Categoría de enseñanza-educación: Se otorgará a la entidad educativa pública o privada que demuestre el desarrollo de un programa en uso racional de la energía y fuentes de energía no convencionales, con los mayores beneficios pedagógicos o de enseñanza para la comunidad”.

(D. 3683/2003, art. 15 modificado por el D. 2688/2008, art. 2º).

ART. 2.2.3.6.2.2.4.2.—Requisitos para obtener la distinción. Quienes aspiren al título honorífico, orden al mérito URE deberán tener en cuenta los lineamientos generales, sociales, ambientales, culturales, financieros y técnicos, con el fin de crear las condiciones del uso racional y eficiente de energía y fuentes no convencionales de energía, según los siguientes criterios:

a) Fomentar la utilización de fuentes energéticas convencionales y no convencionales con criterios de uso racional y eficiente, incluso a través de sistemas de cogeneración.

b) Fomentar una cultura nacional de uso racional y eficiente de la energía y uso de fuentes no convencionales de energía.

c) Generar beneficios reales y una adecuada protección a los consumidores y usuarios.

d) Fomentar la modernización e incorporación de tecnologías y procesos eficientes en la cadena de suministro y uso de los energéticos.

e) Fomentar el uso de energéticos eficientes, económicos y de bajo impacto ambiental.

f) Además deberá manifestar por escrito ser autor de la obra y responder por esa titularidad ante terceros. Cuando se trate de grupos, centros de desarrollo tecnológicos o instituciones de investigación, podrán inscribirse ante Colciencias”.

(D. 3683/2003, art. 16, modificado por el D. 2688/2008, art. 3º).

ART. 2.2.3.6.2.2.4.3.—Procedimiento. Para el otorgamiento del título honorífico, adoptase el siguiente procedimiento:

a) Con plazo que finaliza el último día hábil del mes de abril, se abrirá anualmente un proceso de inscripción y selección para que las personas que aspiren a obtener el título honorífico, se inscriban ante la UPME especificando la categoría en la cual desean participar, anexando los documentos que demuestren el cumplimiento de los requisitos establecidos en este decreto. El Ministerio de Minas y Energía conocerá con anterioridad a la apertura del proceso, los términos de referencia para el concurso y dictará los lineamientos pertinentes.

b) La Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, con el apoyo de Colciencias, evaluará los proyectos que reúnan los requisitos establecidos en el presente decreto y en los términos de referencia y presentará a la Ciure el orden de elegibilidad para que ella presente al Ministro de Minas y Energía, el proyecto o proyectos que se consideren merecedores de la mención honorífica.

c) El Ministro de Minas y Energía, de conformidad con el resultado que entregue la Ciure, propondrá a la Presidencia de la República antes de finalizar el mes de octubre de cada año, el otorgamiento de la condecoración.

d) La Presidencia de la República otorgará la condecoración mediante resolución ejecutiva.

(D. 3683/2003, art. 17; modificado por el D. 2688/2008, art. 4º).

SUBSECCIÓN 2.5

Mecanismos de financiación

ART. 2.2.3.6.2.2.5.1.—Financiamiento del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure. El Ministerio de Minas y Energía, sus unidades administrativas especiales CREG y UPME, en coordinación con las entidades públicas pertinentes, identificarán e implementarán los modelos y fuentes de financiación para la gestión y ejecución del programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure, y los aplicables a los proyectos de uso racional y eficiente de energía, URE, y de promoción de energías no convencionales, de conformidad con los lineamientos establecidos en el programa de uso racional y eficiente de energía y demás formas de energía no convencionales, Proure.

(D. 3683/2003, art. 18)

SUBSECCIÓN 2.6

Obligaciones de las empresas de servicios públicos y entidades de la Rama Ejecutiva del orden nacional

ART. 2.2.3.6.2.2.6.1.—Obligaciones de las empresas de servicios públicos. Las empresas de servicios públicos que generen, suministren y comercialicen energía eléctrica y gas y realicen programas URE, deberán presentar cada tres (3) años información de los aspectos técnicos y financieros de sus programas URE a la Unidad de Planeación Minero Energética, UPME, para su seguimiento, análisis e incorporación en la planeación energética nacional.

(D. 3683/2003, art. 19)

ART. 2.2.3.6.2.2.6.2.—Contenido de las facturas del servicio público domiciliario de energía eléctrica y gas. Las empresas de servicios públicos que presten servicios de energía eléctrica y gas deberán imprimir en la carátula de recibo de factura o cobro, mensajes motivando el uso racional y eficiente de la energía y sus beneficios con la preservación del medio ambiente.

PAR.—De conformidad con el inciso séptimo del artículo 146 de la Ley 142 de 1994, las empresas de energía y gas, podrán incluir el cobro de otros servicios como los servicios energéticos en la factura del servicio público domiciliario respectivo sin que se altere la fórmula tarifaria.

(D. 3683/2003, art. 20)

ART. 2.2.3.6.2.2.6.3.—Obligaciones especiales de las entidades de la Rama Ejecutiva del orden nacional. Las entidades de la rama ejecutiva del orden nacional del sector central y descentralizadas por servicios a que hace referencia la Ley 489 de 1998, deberán motivar y fomentar la cultura de uso racional y eficiente de la energía.

(D. 3683/2003, art. 21)

SUBSECCIÓN 2.7

Derecho de los consumidores

ART. 2.2.3.6.2.2.7.1.—Derecho de información. Con fundamento en el Decreto 381 de 2012 el Ministerio de Minas y Energía en coordinación con las demás autoridades competentes, expedirá los reglamentos técnicos de eficiencia energética que, entre otros aspectos, establecerán las condiciones para el porte de la etiqueta URE de los equipos de uso final de energía, la creación del sello de excelencia energética y las condiciones de comercialización de dichos equipos en lo relacionado con eficiencia energética, con el propósito de proteger los derechos de información de los consumidores.

(D. 3683/2003, art. 22)

SUBSECCIÓN 2.8.

Disposiciones finales

ART. 2.2.3.6.2.2.8.1.—Inventario de fuentes de energías convencionales y no convencionales. La UPME hará un inventario de fuentes de energía convencionales y no convencionales que será tomado como referencia para la formulación y estructuración de planes, programas y proyectos a consideración del comité de administración del Fazni, en todo caso priorizando aquellos que utilicen fuentes no convencionales de energía.

(D. 3683/2003, art. 24)

SECCIÓN 3

Medidas tendientes al uso racional y eficiente de la energía eléctrica

ART. 2.2.3.6.3.1.—Objeto y campo de aplicación. En el territorio de la República de Colombia, todos los usuarios del servicio de energía eléctrica sustituirán, conforme a lo dispuesto en el presente decreto, las fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica, utilizando las fuentes de iluminación de mayor eficacia lumínica disponibles en el mercado.

El Ministerio de Minas y Energía establecerá mediante resolución los requisitos mínimos de eficacia, vida útil y demás especificaciones técnicas de las fuentes de iluminación que se deben utilizar, de acuerdo con el desarrollo tecnológico y las condiciones de mercado de estos productos.

PAR.—Para efectos del presente decreto, se entenderá por eficacia lumínica, la relación entre el flujo luminoso nominal total de la fuente y la potencia eléctrica absorbida por esta (lúmenes / vatios) L / W.

(D. 3450/2008, art. 1º)

ART. 2.2.3.6.3.2.—Prohibición. No se permitirá en el territorio de la República de Colombia la importación, distribución, comercialización y utilización de fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica.

PAR.—Solo se permitirá la utilización de fuentes de iluminación de baja eficacia lumínica en los casos excepcionales que establezca el Ministerio de Minas y Energía, previa concertación con la autoridad competente, según la actividad de que se trate.

(D. 3450/2008, art. 2º)

ART. 2.2.3.6.3.3.—Seguimiento y control. El Ministerio de Minas y Energía establecerá los mecanismos de seguimiento y control para el cumplimiento del presente decreto.

(D. 3450/2008, art. 3º)

ART. 2.2.3.6.3.4.—Recolección y disposición final de los productos sustituidos. El manejo de las fuentes lumínicas de desecho o de sus elementos se hará de acuerdo con las normas legales y reglamentarias expedidas por la autoridad competente.

(D. 3450/2008, art. 4º)

ART. 2.2.3.6.3.5.—Monitoreo y seguimiento. Las entidades públicas reportarán semestralmente al Ministerio de Minas y Energía, en el formato que para tal fin diseñará y publicará el ministerio, las medidas adoptadas y los logros obtenidos en materia de consumo energético, a efectos de medir el avance del programa de sustitución. El Ministerio de Minas y Energía publicará en su página web el informe del cumplimiento y el impacto de la medida a nivel nacional.

(D. 2331/2007, art. 3º, modificado por el D. 895/2008, art. 3º).

ART. 2.2.3.6.3.6.—Recolección y disposición final de las luminarias y dispositivos de iluminación. El manejo posconsumo de los productos de desecho que contengan residuos o sustancias peligrosas, se hará de acuerdo con las normas legales y reglamentarias expedidas por la autoridad competente.

(D. 895/2008, art. 4º)

SECCIÓN 4

Prácticas con fines de uso racional y eficiente de energía eléctrica

ART. 2.2.3.6.4.1.—Objetivo y campo de aplicación. Las medidas señaladas en el presente decreto para propiciar el uso racional y eficiente de energía eléctrica se aplicarán, en los siguientes productos y procesos:

1. En los productos utilizados en la transformación de energía eléctrica tanto de fabricación nacional como importados, para su comercialización en Colombia:

a) Transformadores de potencia y de distribución eléctrica;

b) Generadores de energía eléctrica.

2. En los productos destinados para el uso final de energía eléctrica, tanto de fabricación nacional como importados, para su comercialización en Colombia, en los siguientes procesos:

a) Iluminación;

b) Refrigeración;

c) Acondicionamiento de aire;

d) Fuerza motriz;

f) Calentamiento de agua para uso doméstico;

g) Calentamiento para cocción.

3. Las edificaciones donde funcionen entidades públicas.

4. Las viviendas de interés social.

5. Los sistemas de alumbrado público.

6. Los sistemas de iluminación de semaforización.

(D. 2501/2007, art. 1º)

ART. 2.2.3.6.4.2.—Reglamento técnico con fines de eficiencia energética. Los ministerios de Minas y Energía, y de Comercio, Industria y Turismo, expedirán las normas técnicas para el diseño y porte de etiquetado con fines de uso racional y eficiente de energía eléctrica, aplicable a los productos que se relacionen con los procesos indicados en los numerales 1º y 2º del artículo 2.2.3.6.4.1. de este decreto.

(D. 2501/2007, art. 2º)

ART. 2.2.3.6.4.3.—Uso racional y eficiente de energía eléctrica en vivienda de interés social. A partir del tercer año contado desde el 4 de julio de 2007, como requisito para recibir subsidios del presupuesto nacional, los constructores de vivienda de interés social y en general aquellas que reciban estos recursos públicos, deberán incorporar en los diseños y en la construcción de la vivienda, aspectos de uso eficiente y racional de energía de conformidad con los parámetros técnicos que para tal efecto establezcan los ministerios de Minas y Energía, y, Vivienda, Ciudad y Territorio.

(D. 2501/2007, art. 3º)

ART. 2.2.3.6.4.4.—Uso racional y eficiente de energía eléctrica en iluminación y alumbrado público. El Ministerio de Minas y Energía expedirá el reglamento técnico correspondiente al uso racional y eficiente de energía eléctrica en iluminación y alumbrado público.

(D. 2501/2007, art. 4º)

ART. 2.2.3.6.4.5.—Uso racional y eficiente de energía eléctrica en semaforización. El Ministerio de Minas y Energía expedirá la reglamentación técnica correspondiente para que a partir del quinto año de la fecha de expedición del presente decreto, se promueva la utilización de tecnologías de iluminación de mayor eficiencia en los sistemas de semaforización pública, tanto para las instalaciones nuevas como para sus modificaciones.

(D. 2501/2007, art. 5º)

ART. 2.2.3.6.4.6.—Responsabilidad. La responsabilidad civil, penal, y/o fiscal originada en la inobservancia de las disposiciones contenidas en el presente decreto, será las que determinen las disposiciones legales vigentes.

(D. 2501/2007, art. 6º)

ART. 2.2.3.6.4.7.—Publicación para observaciones y notificación internacional. Para dar cumplimiento al artículo 2.9 del Acuerdo sobre obstáculos técnicos al comercio, adoptado por Colombia mediante la Ley 170 de 1994, y a las decisiones de la Comunidad Andina de Naciones aplicadas, los anteproyectos de reglamentos técnicos que se elaboren, se publicarán en las páginas Internet oficiales de los ministerios de Minas y Energía, y de Comercio, Industria y Turismo y Vivienda, Ciudad y Territorio, para que en esta etapa temprana los sectores y otros interesados puedan formular sus observaciones. Así mismo, los textos de los proyectos de reglamentos técnicos sobre los temas aquí referidos se notificarán internacionalmente, de acuerdo con la legislación vigente y los acuerdos internacionales de los cuales Colombia hace parte.

(D. 2501/2007, art. 7º)

ART. 2.2.3.6.4.8.—Mención de honor. En desarrollo de lo dispuesto en el numeral 4º del artículo 7º de la Ley 697 de 2001, se establece como incentivo el otorgamiento de menciones de honor a personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, nacionales o extranjeras, que hayan contribuido con el fomento y promoción del uso racional y eficiente de la energía y demás formas de energía no convencionales.

Dicha mención será otorgada por el Ministerio de Minas y Energía mediante resolución motivada, previo análisis del aporte o contribución al país.

(D. 2225/2010, art. 1º)

ART. 2.2.3.6.4.9.—(Adicionado por el Decreto 474 de 2016 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO 7

De las obras de generación de energía eléctrica

ART. 2.2.3.7.1.—Entidades propietarias. Las entidades mencionadas en el artículo 2º de la Ley 56 de 1981 que acometan las obras de que trata el artículo 1º de la misma ley, deberán reponer o adecuar a su cargo, los bienes de uso público y los bienes fiscales del Estado que por causa de los trabajos desaparezcan, se destruyan o inutilicen total o parcialmente; pero si por fuerza mayor no fuere posible ejecutar dicha reposición o adecuación, pagarán el valor de tales bienes, según avalúo del Instituto Geográfico Agustín Codazzi.

La identificación de la característica de los bienes, su afectación parcial o total, así como el carácter de indispensables que ellos tengan para la nueva estructura regional, serán determinados por el estudio socio-económico de que trata el artículo 6º de la misma ley.

Las controversias que surjan sobre el carácter de indispensables de los bienes que desaparezcan, se destruyan o se inutilicen por razón de las obras, las dirimirá el ministerio del ramo al cual correspondan las obras.

(D. 2024/82, art. 1º)

ART. 2.2.3.7.2.—Reposición o adecuación de bienes. Las entidades públicas y privadas que adelanten explotaciones de cantera o de minas a cielo abierto, o de minas de aluvión, deberán reponer o adecuar, a su cargo los bienes de uso público y los de propiedad de los municipios que por causa de los trabajos desaparezcan o se destruyan total o parcialmente, pero si ello fuere posible a juicio del Ministerio de Minas y Energía, deberán pagar el valor de tales bienes, conforme al avalúo que haga el Instituto Geográfico Agustín Codazzi, sin perjuicio de las obligaciones que señala el Código de Recursos Naturales sobre protección del medio ambiente.

(D. 2024/82, art. 2º)

SECCIÓN 1

Impuestos, compensaciones y beneficios

ART. 2.2.3.7.1.1.—Para efectos del cálculo a que se refiere el parágrafo del artículo 4º de la Ley 56 de 1981, se aplicarán los valores del último avalúo catastral efectuado por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi o por la entidad catastral respectiva. En caso de no existir clara delimitación entre las áreas urbanas y rural del municipio de que se trate, tal delimitación corresponderá hacerla al Instituto Geográfico Agustín Codazzi o a la entidad catastral competente en el municipio.

El avalúo catastral de los edificios y vivientes permanentes de que trata el literal b) del mismo artículo 4º, será realizado por el Instituto Geográfico Agustín Codazzi o la entidad catastral correspondiente y comprenderá únicamente la construcción, sin tener en cuenta obras de infraestructura tales como acceso, servicios públicos y otras infraestructuras propias de los campamentos.

El impuesto predial de que trata el mismo ordinal b) tendrá vigencia a partir de la inscripción del inmueble en el catastro respectivo, la que deberá hacerse dentro de los seis meses siguientes a la fecha en que se comunique el respectivo avalúo catastral a la entidad propietaria.

(D. 2024/82, art. 3º)

ART. 2.2.3.7.1.2.—Compensaciones. El reconocimiento de la compensación de que trata el literal a) del artículo 4º de la Ley 56 de 1981 se hará así:

1. Por los inmuebles adquiridos con anterioridad, a partir de la vigencia de la ley, y

2. Por los inmuebles que se adquieran con posterioridad al 5 de octubre de 1981, a partir de la fecha en que por la enajenación a favor de la entidad propietaria se deje de causar el impuesto predial a cargo del vendedor o tradente.

(D. 2024/82, art. 4º)

ART. 2.2.3.7.1.3.—Cálculo de la compensación. Para calcular el monto de la compensación se aplicará el avalúo catastral promedio de que trata el parágrafo del artículo 4º de la Ley 56 de 1981, tanto a los predios rurales como a los urbanos que hayan adquirido la entidad propietaria.

Los avalúos catastrales de los predios adquiridos por la entidad propietaria se revisarán cada vez que se haga revalúo de las propiedades rurales de todo el municipio, para efectos de liquidar la compensación que corresponda al respectivo municipio para el año siguiente.

(D. 2024/82, art. 5º)

ART. 2.2.3.7.1.4.—Impuesto predial vigente. Se entiende por “impuesto predial vigente” para efectos del parágrafo del artículo 4º de la Ley 56 de 1981 el que regía el 5 de octubre del mismo año, respecto de las obras en construcción y el que rija en la fecha de la compra del inmueble, para las nuevas obras.

(D. 2024/82, art. 6º)

ART. 2.2.3.7.1.5.—Compensaciones previas. Cuando con anterioridad a la vigencia de la Ley 56 de 1981 se hayan celebrado convenios entre los municipios y la entidades propietarias de las obras para otorgarle a aquellos compensaciones por razón de las mismas obras mediante fondos de fideicomiso, los saldos no utilizados de esos fondos revertirán a las entidades propietarias a partir del primero (1º) de enero de 1983.

(D. 2024/82, art. 7º)

ART. 2.2.3.7.1.6.—Fondos especiales de inversión. Los fondos especiales a que se refiere el artículo 5º de la Ley 56 de 1981 serán manejados por la respectiva tesorería municipal, mediante una cuenta especial que será fiscalizada por la contraloría del respectivo departamento o municipio, si la hubiere.

El tesorero municipal expedirá las constancias correspondientes al recibo de los dineros de que trata el citado artículo 5º, a favor de la entidad propietaria de la obra y en la misma fecha en que se produzca el pago.

(D. 2024/82, art. 8º)

ART. 2.2.3.7.1.7.—Obras civiles principales. Para los efectos del parágrafo 1º del artículo 5º de la Ley 56 de 1981 se entienden por obras civiles principales:

A. Para centrales hidroeléctricas:

1. La presa principal

2. El sistema de conducción del agua hasta la casa de máquinas

3. La casa de máquinas o sea el edificio que aloja los equipos generadores, denominada también caverna de máquinas en el caso de centrales subterráneas.

4. Los túneles o conductos de descarga del agua turbinada desde la casa o caverna de máquinas hasta el río.

B. Para centrales termoeléctricas:

Las centrales térmicas son de dos tipos a saber:

1. Turbinas movidas por vapor y

2. Turbinas movidas por gas.

En las del primer tipo las obras civiles principales están constituidas por el edificio principal que aloja los grupos turboalternadores y en las del segundo, están constituidas por las fundaciones en concreto para el soporte de los grupos turboalternadores.

Se excluyen de la denominación de obras civiles principales, tanto en hidroeléctricas como en térmicas, las obras preliminares, auxiliares y secundarias, tales como los estudios, las vías de acceso a las obras principales, excavaciones, conducciones de los combustibles, línea de energía para la construcción, vivienda para el personal y todas las demás obras no descritas expresamente como obras civiles principales en este artículo.

La licitación podrá hacerse para todas las obras civiles principales o para una o varias de ellas. La fecha para el pago del primer contado del que habla el parágrafo 1º del artículo 5º de la Ley 56 de 1981, será la fecha de la apertura de la primera licitación, cuando las obras se liciten por partes.

(D. 2024/82, art. 9º)

ART. 2.2.3.7.1.8.—Adquisición de predios en varias entidades territoriales. Si los predios se adquieren en forma parcial, los avalúos catastrales que servirán de base para calcular el monto del pago de que trata el literal a) del artículo 4º de la Ley 56 de 1981 a favor de los municipios, serán los que proporcionalmente correspondan a las áreas que efectivamente se adquieran y se programen adquirir por las entidades propietarias.

(D. 2024/82, art. 10)

ART. 2.2.3.7.1.9.—Reposición de bienes a favor del Estado. Cuando las entidades propietarias hayan ejecutado, mediante convenios con las comunidades afectadas por las obras públicas de que trata el artículo 1º de la Ley 56 de 1981, obras diferentes de las ordenadas por el artículo 3º de la ley, el costo de estas últimas que haya sido aportado por la entidad propietaria se imputará al valor de su aporte al fondo especial de que trata el artículo 5º de la ley.

(D. 2024/82, art. 11)

ART. 2.2.3.7.1.10.—Fecha de entrada en operación y capacidad instalada. Las fechas de iniciación de la operación comercial y de la terminación o cierre de actividades de las centrales de generación eléctrica, serán señaladas por el Ministerio de Minas y Energía, mediante resolución, así como la fijación de la capacidad instalada, para efectos del impuesto de industria y comercio de que trata el literal a) del artículo 7º de la Ley 56 de 1981.

La proporción que de la capacidad instalada de la central corresponda a cada uno de los municipios afectados por las obras de generación eléctrica se determinará por medio de decreto, en cada caso.

(D. 2024/82, art. 13)

ART. 2.2.3.7.1.11.—Impuesto de industria y comercio. El impuesto de industria y comercio autorizado por los literales a) y c) del artículo 7º de la Ley 56 de 1981, regirá en cada caso a partir de la vigencia del acuerdo municipal que fije dicho gravamen para las entidades propietarias de las obras de que trata el mismo artículo, siempre y cuando esté en operación comercial la respectiva central de generación eléctrica.

(D. 2024/82, art. 15)

ART. 2.2.3.7.1.12.—Extensión del impuesto. El gravamen de que trata el literal a) del artículo 7º de la Ley 56 de 1981, no se extiende a las entidades que generan energía eléctrica para su consumo propio y no para la venta al público. Tampoco respecto de las pequeñas plantas móviles de generación que presten servicios en las zonas no interconectadas al Sistema Interconectado Nacional.

(D. 2024/82, art. 16)

SECCIÓN 2

Disposiciones varias

ART. 2.2.3.7.2.1.—Soluciones de vivienda y servicios complementarios. Las soluciones de vivienda y servicios complementarios para alojar y servir al personal que se emplee en las obras, son las necesarias en el sitio de los trabajos, para el manejo y administración del proyecto por la entidad propietaria y la que requieran los contratistas de las obras para dar alojamiento provisional y los servicios de acueducto, alcantarillado, aseo, salud, educación y recreación al personal empleado en las labores de construcción de acuerdo a los pliegos de condiciones y contratos de la respectiva entidad propietaria.

(D. 2024/82, art. 17)

ART. 2.2.3.7.2.2.—Primera opción de compra. La primera opción de que trata el artículo 9º de la Ley 56 de 1981 se contará desde la fecha de la providencia que declare de utilidad pública la zona del respectivo proyecto.

El término para ejercer la opción de compra se extiende hasta el vencimiento de los seis (6) meses siguientes a la realización del inventario físico y el avalúo de los respectivos predios, conforme al artículo 10 de la Ley 56 de 1981.

Las oficinas de registro de instrumentos públicos darán prelación al registro de las escrituras que se otorguen en favor de la entidad propietaria de las obras y a la expedición de los certificados de registro y tradición que tales entidades soliciten.

Para todo efecto legal se entiende que el procedimiento señalado en el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 se aplica solamente a los casos en que los propietarios no lleguen al acuerdo de voluntad con la empresa ejecutora del proyecto, respecto del valor del bien o bienes materia del contrato o de la negociación.

(D. 2024/82, art. 18)

ART. 2.2.3.7.2.3.—Comisión tripartita. Para integrar la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 el representante de la entidad propietaria y el representante del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, serán designados conforme a sus estatutos.

El representante de los propietarios de los predios afectados será nombrado en asamblea de estos últimos, con base en la información del área del respectivo proyecto.

La entidad propietaria de la obra hará la citación para la asamblea, indicando el lugar, el día y la hora, procurando la mayor facilidad para la asistencia de los interesados.

Dicha convocatoria se hará por los medios de comunicación existentes en la región, al menos con un mes de anticipación y mediante aviso en la alcaldía o alcaldías correspondientes.

La asamblea de propietarios será supervigilada por el alcalde respectivo, o por un representante del ministerio del ramo al cual pertenezcan las obras, quien verificará si los asistentes tienen realmente el carácter de propietarios de los predios afectados, de acuerdo con la lista o censo de estos últimos.

Los propietarios podrán hacerse representar mediante autorización escrita, presentada personalmente ante la alcaldía o ante notario.

Para la elección se requerirá que asistan o estén representados, al menos, la tercera parte de los predios afectados. Si en la primera reunión no se logra dicho quórum, se hará una segunda convocatoria, con antelación no inferior a un (1) mes a la fecha fijada. En esta nueva asamblea la elección se hará con cualquier número plural de asistentes.

La elección de representantes de los propietarios se efectuará por votación directa de los asistentes, siendo elegido aquel que obtenga la mayoría de los votos. En caso de empate en la votación, se escogerá a la suerte entre los candidatos que hubieren obtenido igual número de votos el representante principal y su suplente.

Dentro de los 5 días siguientes a la realización de la asamblea deberá comunicarse al ministerio respectivo el nombre del representante elegido y de su suplente.

En caso de vacancia del cargo de representante de los propietarios, tanto principal como suplente, el ministerio del ramo designará interinamente su reemplazo mientras la asamblea de propietarios efectúa la nueva elección, siguiendo los trámites señalados en este artículo para la primera.

El representante de los propietarios elegido en la asamblea o nombrado por el ministerio, deberá, preferentemente ser propietario o poseedor de uno o varios de los predios afectados.

(D. 2024/82, art. 19)

ART. 2.2.3.7.2.4.—Manual de valores unitarios. Los valores unitarios que se señalen en el manual de que trata el numeral 2º del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, deberán ser aprobados al menos por dos de los tres representantes que integran la comisión.

La aprobación del manual corresponderá al Ministerio de Minas y Energía cuando se trate de obras para generación y transmisión eléctrica, o para explotación de canteras y minas a cielo abierto o minas de aluvión.

Los valores unitarios asignados en el manual tendrán vigencia durante la adquisición de los predios del respectivo proyecto.

Con el manual de precios unitarios la entidad propietaria del proyecto procederá a determinar los avalúos comerciales de los predios, aplicando los valores, normas y procedimientos establecidos en aquel.

(D. 2024/82, art. 20)

ART. 2.2.3.7.2.5.—Resolución de conflictos. Los conflictos que se presenten entre las partes con motivo de la elaboración del inventario de los bienes que habrán de afectarse por la obra, serán dirimidos por la comisión a solicitud de cualquiera de las partes.

(D. 2024/82, art. 21)

ART. 2.2.3.7.2.6.—Sanción por oposición injustificada a la realización del inventario. En el caso de que el propietario de un predio afectado por las obras impida o perturbe, sin causal justificativa, la realización del inventario, se hará acreedor a las sanciones que establece la ley. En tal evento podrá omitirse del inventario la firma de aquel.

(D. 2024/82, art. 22)

ART. 2.2.3.7.2.7.—Fijación de los honorarios del representante de los propietarios. El Ministerio del ramo señalará el monto de la remuneración que corresponde al representante de los propietarios de los predios afectados, por mensualidades vencidas. La entidad propietaria de la obra cancelará directamente al representante la suma establecida.

(D. 2024/82, art. 23)

ART. 2.2.3.7.2.8.—Posesión de la comisión tripartita. Antes de entrar en ejercicio de sus funciones, los miembros de la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, deberán tomar posesión de sus cargos y acreditar que cumplen los requisitos para ello, ante la secretaría general del ministerio del ramo, o por delegación de este, ante la respectiva gobernación. Ninguna persona podrá simultáneamente representar a los propietarios en dos o más comités de las obras a que se refiere la Ley 56 de 1981.

(D. 2024/82, art. 24)

ART. 2.2.3.7.2.9.—Determinación de áreas. En la determinación del “área afectada en cada predio” a que se refiere el numeral 3º del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, se tendrá en cuenta, a juicio de la entidad propietaria de las obras, no sólo los terrenos afectados por condiciones normales de operación, sino las franjas adicionales que pueden requerirse como protección por inundaciones probables o crecientes máximas, protección de taludes o reforestación.

(D. 2024/82, art. 25)

ART. 2.2.3.7.2.10.—Reconocimiento de la prima de reubicación familiar. La prima de reubicación familiar a que se refiere el numeral 4º del artículo 10 de la Ley 56 de 1981, se reconocerá al jefe de familia que esté ocupando el inmueble al efectuarse el empadronamiento o censo incluido en el estudio económico y social del respectivo proyecto, bien sea que dicho jefe de familia ocupe el inmueble como propietario o como simple poseedor o arrendatario.

Para el reconocimiento de la prima de reubicación familiar el caso de obras en construcción al entrar en vigencia la Ley 56 de 1981, los interesados que no hubieren recibido ningún pago por tal concepto deberán acreditar su derecho por los medios idóneos de prueba.

Para el reconocimiento de la prima de negocio, los interesados deberán aportar las siguientes pruebas:

a) Constancia expedida por la autoridad competente de que el establecimiento funcionaba en el lugar desde antes de la fecha de expedición de la providencia que declare de utilidad pública la zona del proyecto;

b) Copia de la última declaración de renta, presentada con anterioridad a la declaratoria de utilidad pública y en el cual aparezca el negocio como de propiedad del solicitante de la prima y las utilidades producidas por el establecimiento en ese periodo;

c) En el caso de que el establecimiento comercial o industrial sea de ínfima cuantía y el propietario no lo haga figurar en su declaración de renta, o no esté inscrito en las oficinas municipales de Industria y Comercio, la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, con base en las probanzas aportadas y en los demás elementos de juicio de que disponga, fijará dentro del manual de valores unitarios la cuantía para el reconocimiento de la prima.

Tendrán derecho a la prima de reubicación familiar además del jefe de familia que habitaba el predio adquirido por la entidad propietaria de las obras, su cónyuge y los hijos que vivían con aquel y bajo su dependencia económica. Se tendrán como hijos que dependen económicamente de la cabeza familiar quienes en la fecha de la firma de la correspondiente escritura eran menores de edad y quienes no obstante haber alcanzado la mayor edad en la misma fecha, eran estudiantes o inválidos.

ART. 2.2.3.7.2.11.—Avalúo. El avalúo de los inmuebles afectados por las obras, deberá ajustarse al inventario suscrito por las partes, de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981 y por consiguiente, la entidad propietaria no estará obligada a reconocer las adiciones, reformas o mejoras permanentes que no figuren en aquel.

(D. 2024/82, art. 28)

ART. 2.2.3.7.2.12.—Programas de electrificación rural y de reforestación. Aunque un municipio tenga sólo parte de su territorio dentro de la hoya hidrográfica, se tendrá en cuenta toda el área del municipio para ejecutar los programas de electrificación rural y de reforestación.

Los programas de reforestación y electrificación rural se ejecutarán dando prioridad, dentro de la hoya hidrográfica, a las zonas más cercanas al embalse. En los de reforestación, también se dará prioridad a las zonas donde exista notoria erosión y donde se deban sustituir los cultivos existentes por siembra de bosques, dentro de la hoya hidrográfica o dentro de los municipios que la comprendan.

(D. 2024/82, art. 32)

ART. 2.2.3.7.2.13.—Inversión de los recursos excedentes. Realizados los programas de reforestación y, en general, de protección de los recursos naturales determinados en el plan de ordenación de la respectiva cuenca hidrográfica, las entidades propietarias de centrales hidroeléctricas podrán invertir los recursos excedentes en incrementar los fondos en fideicomiso de que trata la parte final del artículo 31.

(D. 2024/82, art. 33)

ART. 2.2.3.7.2.14.—Planes y programas de inversión para protección del medio ambiente. Los planes y programas de inversión para protección del medio ambiente, a que están obligadas las centrales termoeléctricas conforme al literal a) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981, deberán tener en cuenta los efectos nocivos que, accidentalmente, puedan acarrear el transporte de los combustibles desde el sitio de producción hasta la planta.

PAR.—Las entidades propietarias de centrales térmicas, harán las inversiones de que trata el literal a) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981 en las zonas de producción de los combustibles utilizados para la generación, de acuerdo con las recomendaciones del estudio económico y social.

(D. 2024/82, art. 34)

ART. 2.2.3.7.2.15.—Programas de electrificación rural. La asignación del otro 2 por ciento del valor de las ventas de energía que las entidades propietarias de plantas generadoras deben hacer, conforme al literal b) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981, en programas de electrificación rural, se invertirá en la construcción de nuevas redes y obras necesarias para desarrollar los programas, teniendo en cuenta las prioridades señaladas en el estudio económico y social de que trata el artículo 6º de la misma ley.

(D. 2024/82, art. 35)

ART. 2.2.3.7.2.16.—Reforestación y protección de recursos naturales. Las inversiones a que se refiere el artículo 13 de la Ley 56 de 1981 se entenderán cumplidas con la contratación de los respectivos estudios y trabajos y la destinación de la partida correspondiente, por la entidad propietaria.

Los planes de inversiones en reforestación, protección de recursos naturales y del medio ambiente, así como en electrificación rural, serán remitidos por las entidades propietarias de las plantas generadoras de energía eléctrica a las entidades encargadas de emitir concepto y aprobar el estudio ecológico, y a los respectivos gobernadores, intendentes o comisarios para los fines indicados en la citada norma legal.

PAR.—En la liquidación del 4 por ciento correspondiente al año calendario de 1982 se incluirá, a opción de las entidades propietarias de las plantas, lo del tiempo comprendido entre la fecha de la vigencia de la Ley 56 de 1981 y el 31 de diciembre de ese mismo año, para su inversión dentro del año calendario de 1983.

(D. 2024/82, art. 36)

ART. 2.2.3.7.2.17.—Inaplicabilidad de la sanción. No habrá lugar a la sanción del 50 por ciento contemplada en el artículo 13 de la Ley 56 de 1981 si el incumplimiento en efectuar oportunamente la inversión de que se trata obedece a razones de fuerza mayor, debidamente comprobadas.

(D. 2024/82, art. 37)

ART. 2.2.3.7.2.18.—Protección de los bienes. La protección de los bienes a que se refiere el artículo 15 de la Ley 56 de 1981 la hará efectiva la autoridad competente, por solicitud escrita de la entidad propietaria de los bienes amenazados por invasión, destrucción o perturbación en su uso y goce, o en la debida ejecución de las obras públicas a que ellos se destinan. Esta protección se hará de conformidad con las normas civiles y policivas vigentes.

(D. 2024/82, art. 38)

SECCIÓN 3

Expropiaciones y servidumbres

ART. 2.2.3.7.3.1.—Expropiación de bienes. Para los efectos señalados en el artículo 18 de la Ley 56 de 1981, entiéndase por decretar la expropiación de los bienes o derechos que sean necesarios, expedir por el gerente, director o representante legal de la entidad respectiva, la resolución que singulariza por su ubicación, linderos y propietarios o poseedores inscritos o materiales, los inmuebles afectados por la declaratoria de utilidad pública, para cumplir el requisito que exige el numeral 3º del artículo 399 del Código General del Proceso.

El acto administrativo a que se refiere el aparte segundo del mismo artículo 18 es el que contiene la decisión de la entidad propietaria de iniciar los juicios de expropiación a que haya lugar, por haber fracasado la vía de la negociación directa con los propietarios o poseedores.

PAR.—Se entiende que hay negativa a enajenar cuando el propietario o poseedor del inmueble exige un valor superior a los aprobados en el manual de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, o superior al avalúo comercial del Instituto Geográfico Agustín Codazzi, si falta dicho manual.

(D. 2024/82, art. 39)

ART. 2.2.3.7.3.2.—Trámite del proceso de expropiación. De conformidad con lo dispuesto por el artículo 120 del Código General del Proceso, el juez que conozca del trámite del proceso de expropiación a que se refiere la Ley 56 de 1981, deberá dictar los autos en el término de diez días y las sentencias en el de cuarenta días, contados todos desde que el expediente pase al despacho para tal fin.

PAR.—El retardo del juez en dictar las providencias anteriores, lo hará incurrir en la falta disciplinaria prevista en el literal a) del artículo 61 del Decreto 52 de 1987, en las normas que lleguen a sustituirlo.

(D. 2024/82, art. 40)

ART. 2.2.3.7.3.3.—Permisos de acceso. Las entidades propietarias a que se refieren los artículos 2º y 7º de la Ley 56 de 1981 que requieran el acceso a predios poseídos por particulares, solicitarán por escrito el permiso de que trata el artículo 33 de la Ley 56 de 1981.

Copia de dicha solicitud será enviada al alcalde municipal respectivo quien deberá conminar al poseedor u ocupante dentro de las 24 horas siguientes a la presentación de la solicitud, si se opone a permitir el acceso, bajo las multas sucesivas autorizadas en el mismo artículo.

Los daños que se ocasionen con motivo de los trabajos que ejecute la entidad propietaria de las obras dentro del predio al cual tuvo acceso, los pagará de acuerdo a los valores señalados en el manual de precios elaborado por la comisión de que trata el artículo 10 de la Ley 56 de 1981, o por peritos, a falta de dicho manual.

(D. 2024/82, art. 42)

ART. 2.2.3.7.3.4.—De los aportes. Cuando las entidades propietarias hayan ejecutado mediante convenios con las comunidades afectadas por las obras públicas de que trata el artículo 1º de la Ley 56 de 1981, programas de electrificación rural, el costo de estos que haya sido aprobado por la entidad propietaria se considerará como parte de su aporte por ventas de energía de que trata el literal b) del artículo 12 de la Ley 56 de 1981.

(D. 2024/82, art. 43)

ART. 2.2.3.7.3.5.—De las reglamentaciones. Las reglamentaciones de la Ley 56 de 1981 relacionadas de manera directa y específica a las obras públicas para acueductos, riegos y regulación de ríos y caudales, se expedirán por decreto separado.

(D. 2024/82, art. 44)

SECCIÓN 4

Declaración de utilidad pública

SUBSECCIÓN 1

De la primera opción de compra

ART. 2.2.3.7.4.1.—De la primera opción de compra. Para efectos de lo señalado en el artículo 9º de la Ley 56 de 1981, la primera opción de compra, corresponde a aquella situación jurídica mediante la cual, los bienes vinculados a la declaratoria de utilidad pública salen del tráfico comercial general, para reservarse exclusivamente a la posibilidad de adquisición por parte de la entidad señalada como propietaria del proyecto en la resolución de declaratoria de utilidad pública.

PAR. 1º—Una vez transcurridos los dos (2) años de que trata el último inciso del artículo 9º de la Ley 56 de 1981, la entidad propietaria del proyecto deberá, dentro del mes siguiente a dicho vencimiento, informar por escrito a las oficinas de registro de instrumentos públicos, notarías, alcaldías e inspecciones de policía de los municipios cuyos predios han sido afectados por la declaratoria de utilidad pública, que los mismos no se encuentran limitados por la primera opción de compra.

PAR. 2º—Si la entidad propietaria del proyecto no da cumplimiento a lo establecido en el parágrafo anterior, las oficinas de registro respectivas no estarán obligadas a impedir el ejercicio de los derechos inherentes a los propietarios o poseedores de los predios afectados por la declaratoria.

(D. 2444/2013, art. 1º)

ART. 2.2.3.7.4.2.—De la documentación necesaria para la declaratoria de utilidad pública. Para efectos del trámite de solicitud de declaratoria de utilidad Pública e interés social prevista en el artículo 17 de la Ley 56 de 1981 relacionada con los planes, proyectos y ejecución de obras para la generación, transmisión, distribución de energía eléctrica, así como las zonas a ellas afectas, se deberá:

1. Radicar la solicitud ante el Ministerio de Minas y Energía, suscrita por el respectivo representante legal, acompañándose de:

1.1. Certificado de existencia y representación legal expedido por la cámara de comercio en donde se encuentre registrada la empresa que pretenda adelantar el proyecto eléctrico, el cual deberá contar una vigencia no mayor a un mes a la fecha de radicación.

1.2. Certificado suscrito por el representante legal de la sociedad propietaria del proyecto, sobre su naturaleza jurídica.

1.3. Descripción del proyecto tanto en medio físico como en medio electrónico o magnético, indicando nombre del proyecto, justificaciones técnicas, ubicación, municipios afectados, tipo de proyecto, número y potencia de unidades de generación, tipo y kilómetros de líneas, total de hectáreas a declarar de utilidad pública e interés social y su debida justificación, su estado de construcción, posible fecha de entrada en operación, punto de conexión.

1.4. Certificación de la empresa propietaria en donde se especifique que los predios sobre los que se pretende la declaratoria de utilidad pública e interés social no se superponen con terrenos y zonas afectas a la generación, transmisión o distribución de energía eléctrica.

1.5. Concepto favorable sobre la viabilidad técnica de la conexión, emitido por parte del transportador nacional u operador de red a cuyos activos se desee conectar la planta o unidad de generación.

1.6. Información geográfica en medio físico y digital, del área a declarar de utilidad pública, la cual no debe sobreponerse con las áreas a que hace referencia el numeral 2.1.4, anterior, y que deberá referirse al datum oficial adoptado para Colombia (Magna-Sirgas), indicando el origen, en coordenadas planas, para lo cual anexará:

• Archivo shapefile

• Relación de las coordenadas en hoja de cálculo.

• Plano de las áreas debidamente georreferenciado y firmado por el profesional competente, en el cual se incluyan las principales obras del proyecto, tales como captación, casa de máquinas, etc.

• Mapa en el que se ubique el área del proyecto.

1.7. Copia de la matrícula profesional de quien realizó el levantamiento topográfico y/o de quien revisó los planos.

1.8. Certificación en firme expedida por el Ministerio del Interior acerca de la presencia de grupos étnicos en la zona del proyecto a realizarse, con fecha de expedición no mayor de seis (6) meses a la radicación de la solicitud.

1.9. Certificado expedido por el Instituto Colombiano de Desarrollo Rural, Incoder, o de quien haga sus veces, sobre existencia de resguardos indígenas legalmente constituidos y de tierras de propiedad colectiva de grupos étnicos en el área comprendida dentro de las poligonales del proyecto, con fecha de expedición no mayor de seis (6) meses a la radicación de la solicitud.

1.10. Certificación de la Unidad Administrativa Especial de Gestión de Restitución de Tierras Despojadas, en la que se indique si sobre el área objeto de influencia del proyecto, se sobrepone un área macrofocalizada y/o microfocalizada por dicha unidad, o si se ha solicitado por un particular, inclusión en el registro de tierras despojadas o abandonadas forzosamente, que afecte alguno de los predios del mismo.

1.11. En el caso de proyectos de generación y cogeneración de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, SIN, certificación expedida por la UPME en la que conste que el proyecto a declarar de utilidad pública e interés social, se encuentra inscrito en segunda fase en el registro de proyectos.

1.12. En el caso de proyectos de transmisión o subtransmisión en el sistema interconectado nacional, SIN, así como en los proyectos de generación y transmisión de energía eléctrica en zonas no interconectadas, ZNI, copia del auto o actos administrativos mediante los cuales la autoridad ambiental decide sobre la alternativa presentada en el diagnóstico ambiental de alternativas o estudio de impacto ambiental, cuando a ello hubiere lugar, o establece que el proyecto no requiere licencia ambiental.

2. En el evento que la solicitud no observe la totalidad de la documentación anteriormente anotada, el Ministerio de Minas y Energía a través de la dirección de energía eléctrica, requerirá al peticionario dentro de los diez (10) días siguientes a la fecha de radicación para que la complete en el término máximo de un (1) mes.

3. Se entenderá que el peticionario ha desistido de su solicitud cuando no satisfaga el requerimiento, por lo cual se le devolverá toda la documentación aportada.

4. Una vez se cuente con la información correspondiente, la dirección de energía eléctrica del Ministerio de Minas y Energía emitirá concepto técnico, con el fin de que la oficina asesora jurídica de esa cartera efectúe la revisión jurídica pertinente y proceda, si a ello hay lugar, a elaborar el acto administrativo de declaratoria de utilidad pública e interés social.

(D. 2444/2013, art. 2º)

ART. 2.2.3.7.4.3.—Del acto de declaratoria de utilidad pública e interés social. El Gobierno Nacional podrá, mediante resolución ejecutiva, calificar como de utilidad pública e interés social los planes, proyectos y ejecución de obras para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como las zonas a ellos afectas.

PAR. 1º—Contra la respectiva providencia no procederá recurso alguno por la vía gubernativa, debiendo comunicarse a las autoridades correspondientes, así como a la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Agencia Nacional de Minería y Unidad de Gestión de Restitución de Tierras, para lo de sus respectivas competencias.

PAR. 2º—La resolución ejecutiva señalará la entidad facultada para expedir el acto administrativo que decreta la expropiación.

PAR. 3º.—La entidad propietaria del proyecto deberá, con el fin de evitar limitaciones innecesarias al ejercicio a la propiedad privada, liberar en el menor tiempo posible y ante las respectivas oficinas de registro de instrumentos públicos y notarías, las áreas de terreno que no se requieran para la construcción del proyecto declarado de utilidad pública e interés social.

(D. 2444/2013, art. 3º)

ART. 2.2.3.7.4.4.—Del acto que decreta la expropiación. El acto administrativo que decreta la expropiación, requisito de procedibilidad para iniciar el proceso de expropiación a que hace referencia el artículo 399 del Código General del Proceso (L. 1564/2012), o aquella que la modifique y/o adicione, procederá siempre y cuando haya fracasado la vía de negociación directa con los titulares de los bienes, o cuando estos se nieguen a enajenar o estén incapacitados para hacerlo voluntariamente.

PAR. 1º—Cuando se señale al Ministerio de Minas y Energía como entidad facultada para expedir la resolución que ordena la expropiación, la entidad propietaria del proyecto deberá presentar la solicitud de expedición de la misma, dentro de los 15 días hábiles siguientes a la ocurrencia de las circunstancias mencionadas en el inciso anterior.

PAR. 2º—El propietario del proyecto que haya sido facultado para ello, expedirá el acto que ordena la expropiación, dentro del mes siguiente a la presentación de las circunstancias mencionadas en el inciso primero de este artículo.

PAR. 3º—Contra la resolución que decreta la expropiación procederá el recurso de reposición en los términos del artículo 74 y subsiguientes del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

(D. 2444/2013, art. 4º)

ART. 2.2.3.7.4.5.—Término para el inicio del proceso de expropiación. De conformidad con lo previsto por el numeral 2º del artículo 399 de la Ley 1564 de 2012 (CGP) o aquella que la modifique y/o adicione, la demanda de expropiación deberá ser presentada dentro de los tres (3) meses siguientes a la fecha en la cual quede en firme la resolución que ordene la expropiación, so pena de que dicha resolución y las inscripciones que se hubieren efectuado en las oficinas de registro de instrumentos públicos pierdan fuerza ejecutoria, sin necesidad de pronunciamiento judicial o administrativo alguno. El registrador deberá cancelar las inscripciones correspondientes, a solicitud de cualquier persona, previa constatación del hecho.

(D. 2444/2013, art. 5º)

ART. 2.2.3.7.4.6.—Autorizaciones ambientales. En cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 52 de la Ley 143 de 1994, la empresa propietaria del proyecto deberá adelantar las actuaciones necesarias ante las autoridades ambientales competentes con el objeto de obtener los permisos establecidos en la Ley 99 de 1993 y las normas que la desarrollen, modifiquen o aclaren.

(D. 2444/2013, art. 6º)

ART. 2.2.3.7.4.7.—Predios despojados o abandonados forzosamente. En el evento que con posterioridad al pronunciamiento gubernamental se acreditare que alguno o algunos de los predios vinculados a la declaratoria de utilidad pública e interés social ha sido abandonado o despojado forzosamente en los términos de la Ley 1448 de 2011, los funcionarios judiciales competentes, al pronunciarse de manera definitiva sobre la propiedad o posesión del bien, ordenarán las compensaciones pertinentes bajo los lineamientos legales.

PAR.—Si dentro de las respectivas actuaciones judiciales no se acreditare por parte de los propietarios o poseedores de los bienes, buena fe exenta de culpa en la adquisición de los predios objeto de la declaratoria de utilidad pública e interés social, quedarán sujetos al resarcimiento del daño que hubiere causado y a la restitución o pago de la compensación a que hace referencia la Ley 1448 de 2011.

(D. 2444/2013, art. 7º)

SECCIÓN 5

De las expropiaciones y servidumbres

ART. 2.2.3.7.5.1.—Procesos judiciales. Los procesos judiciales que sean necesarios para imponer y hacer efectivo el gravamen de servidumbre pública de conducción de energía eléctrica, serán promovidos, en calidad de demandante, por la entidad de derecho público que haya adoptado el respectivo proyecto y ordenado su ejecución, de acuerdo con los requisitos y el procedimiento, señalados en este decreto.

(D. 2580/85, art. 1º)

ART. 2.2.3.7.5.2.—De la demanda. La demanda se dirigirá contra los titulares de derechos reales principales sobre los respectivos bienes y deberá contener los requisitos establecidos en los artículos 82 y 83 del Código General del Proceso y a ella se adjuntarán solamente, los siguientes documentos:

a) El plano general en el que figure el curso que habrá de seguir la línea de transmisión y distribución de energía eléctrica objeto del proyecto con la demarcación específica del área.

b) El inventario de los daños que se causaren, con el estimativo de su valor realizado por la entidad interesada en forma explicada y discriminada, acompañado del acta elaborada al efecto.

c) El certificado de matrícula inmobiliaria del predio.

Cuando no fuere posible acompañar el certificado de registro de la propiedad y demás derechos reales constituidos sobre los inmuebles objeto de la servidumbre, en la demanda se expresará dicha circunstancia bajo juramento, que se entenderá prestado con la sola presentación de aquella.

d) El título judicial correspondiente a la suma estimada como indemnización.

e) Los demás anexos de que trata el artículo 84 del Código General del Proceso.

(D. 2580/85, art. 2º)

ART. 2.2.3.7.5.3.—Trámite. Los procesos a que se refiere este decreto seguirán el siguiente trámite:

1. En el auto admisorio de la demanda se ordenará correr traslado de ella al demandado, por el término de tres (3) días y se ordenará la inscripción de la demanda en la oficina de registro de instrumentos públicos del lugar de ubicación del inmueble, si esta petición ha sido formulada por el demandante.

2. Cuando el demandante haya manifestado en la demanda la imposibilidad de anexar el certificado del registrador de instrumentos públicos sobre propiedad y demás derechos reales principales, el juez ordenará, en el auto admisorio de la demanda, el emplazamiento de todas las personas que puedan tener derecho a intervenir en el proceso.

En el edicto emplazatorio se expresará la naturaleza del proceso, el nombre del demandante, del demandado, si se conoce, o la indicación de que se trata de personas indeterminadas y la prevención de que se designará curador ad liten a los emplazados si no comparecen en oportunidad.

El edicto se fijará por el término de un (1) mes en un lugar visible de la secretaría y se publicará en un diario de amplia circulación en la localidad, por tres veces, durante el mismo término y por medio de la radiodifusora del lugar, si la hubiere, con intervalos no menores de cinco (5) días.

Cuando el citado figure en el directorio técnico se enviará a la dirección que allí aparezca, copia del edicto por correo certificado, o con empleado del Juzgado que la entregará a cualquier persona que allí se encuentre o la fijará en la puerta de acceso, según las circunstancias, todo lo cual se hará constar en el expediente, al que se agregarán el edicto, sendos ejemplares del diario y certificación auténtica del administrador de la emisora.

Transcurridos cinco (5) días a partir de la expiración del término de emplazamiento, el juez designará a los citados un curador ad liten, con quien se surtirá la notificación.

3. Salvo lo dispuesto en el numeral anterior, si dos (2) días después de proferido el auto admisorio de la demanda no se hubiere podido notificar a todos los demandados, el juez de oficio los emplazará por edicto que durará fijado tres (3) días en la Secretaría y se publicará por una vez en un diario de amplia circulación en la localidad y por una radiodifusora si existiere allí, copia de aquél se fijará en la puerta de acceso al inmueble respectivo. Al demandado que no habite ni trabaje en dicho inmueble, pero figure en el directorio telefónico de la misma ciudad, se le remitirá copia del edicto al lugar en él consignado por correo certificado o con empleado del despacho.

Cumplidas las anteriores formalidades sin que los demandados se presenten en los tres (3) días siguientes, se les designará un curador ad liten a quien se notificará el auto admisorio de la demanda.

4. El juez, dentro de las cuarenta y ocho (48) horas siguientes a la presentación de la demanda, practicará una inspección judicial sobre el predio afectado, identificará el inmueble, hará un examen y reconocimiento de la zona objeto del gravamen y autorizará la ejecución de las obras que de acuerdo con el proyecto sean necesarias para el goce efectivo de la servidumbre.

5. Si la parte demandada no estuviere conforme con el estimativo de los perjuicios, podrá pedir dentro de los cinco (5) días siguientes a la notificación del auto admisorio de la demanda que se practique un avalúo de los daños que se causen y se tase la indemnización a que haya lugar por la imposición de la servidumbre.

El avalúo se practicará por dos peritos escogidos así: Uno de la lista de auxiliares del tribunal superior correspondiente y el otro de la lista suministrada con el Instituto Geográfico Agustín Codazzi. En caso de desacuerdo en el dictamen, se designará un tercer perito escogido de la lista suministrada por el mencionado Instituto, quien dirimirá el asunto.

Sólo podrán avaluarse las mejoras existentes al momento de notificarse el auto admisorio de la demanda y las efectuadas con posterioridad siempre y cuando sean necesarias para la conservación del inmueble.

6. En estos procesos no pueden proponerse excepciones.

7. Con base en los estimativos, avalúos, inventarios o pruebas que obren en el proceso, el juez dictará sentencia, señalará el monto de la indemnización y ordenará su pago.

Las indemnizaciones que correspondan a titulares de derechos reales principales, debidamente registrados en el certificado de matrícula inmobiliaria, representados por curador, poseedores o tenedores, se entregarán por el juzgado cuando ellos comparezcan.

8. Si en la sentencia se fija una indemnización mayor que la suma consignada, la entidad demandante deberá consignar la diferencia en favor de los titulares de derechos reales del predio, o de los poseedores. Desde la fecha que recibió la zona objeto de la servidumbre hasta el momento en que deposite el saldo, reconocerá intereses sobre el valor de la diferencia, liquidados según la tasa de interés bancaria corriente en el momento de dictar la sentencia.

(D. 2580/85, art. 3º)

ART. 2.2.3.7.5.4.—De la no exigencia de un requisito. El acto administrativo a que se refiere el artículo 18 de la Ley 56 de 1981, no es exigible en los procesos a que se refiere el presente decreto.

(D. 2580/85, art. 4º)

ART. 2.2.3.7.5.5.—Remisión de normas. Cualquier vacío en las disposiciones anteriores se llenará de acuerdo con las normas del Código General del Proceso.

(D. 2580/85, art. 5º)

ART. 2.2.3.7.5.6.—Régimen aplicable. Los procesos sobre servidumbre pública de conducción de energía eléctrica, iniciados antes de la vigencia del Decreto 2580 de 1985, se sujetarán en lo pertinente, a las disposiciones contenidas en este reglamento. No obstante los recursos interpuestos, la práctica de las pruebas decretadas, los términos que hubieren comenzado a correr y las notificaciones que se estén surtiendo, se regirán por las normas vigentes cuando se interpuso el recurso, se decretaron las pruebas, empezó a correr el término, o principió a surtirse la notificación.

(D. 2580/85, art. 6º)

ART. 2.2.3.7.5.7.—De otras acciones sobre los predios objeto del proceso de servidumbre. Quedan a salvo las acciones que tengan los tenedores de los predios materia del proceso, respecto de los titulares de derechos reales principales. Podrán ejercitarse ante la Justicia ordinaria y no suspenderán el curso del proceso de imposición de la servidumbre.

(D. 2580/85, art. 7º)

CAPÍTULO VIII

Promoción, desarrollo y utilización de las fuentes no convencionales de energía, FNCE

(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 1

Generalidades

ART. 2.2.3.8.1.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 2

Deducción especial sobre el impuesto de renta y complementarios

ART. 2.2.3.8.2.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.2.2.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.2.3.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.2.4.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.2.5.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.2.6.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 3

Exclusión del IVA

ART. 2.2.3.8.3.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO IV(sic)

Exención de gravamen arancelario

ART. 2.2.3.8.4.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO V(sic)

Régimen de depreciación acelerada

ART. 2.2.3.8.5.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

CAPÍTULO VI(sic)

Adecuación de trámites

ART. 2.2.3.8.6.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.6.2.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.6.3.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.6.4.—(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Adicionado por el Decreto 2143 de 2015 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

SECCIÓN 7

Lineamientos de política pública para la contratación a largo plazo de proyectos de generación de energía eléctrica

(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.7.1.—(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.7.2.—(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.7.3.—(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.7.4.—(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.7.5.—(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.7.6.—(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 2.2.3.8.7.7.—(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

(Nota: Adicionado por el Decreto 570 de 2018 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)