Ministerio de Minas y Energía

RESOLUCIÓN 180465 DE 2012 

(Marzo 27)

“Por la cual se adopta el reglamento de las convocatorias para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de expansión de cobertura que presenten los operadores de red, así como para la asignación de recursos del FAER y se dictan otras disposiciones”.

El Ministro de Minas y Energía, en ejercicio de sus facultades legales,

en especial las conferidas por el numeral 3º del artículo 59 de la Ley 489 de 1998, y

CONSIDERANDO:

Que concierne al Estado en relación con el servicio de electricidad, de conformidad con lo dispuesto por el ordinal a) del artículo 4º de la Ley 143 de 1994, abastecer la demanda de electricidad de la comunidad bajo criterios económicos y de viabilidad financiera, asegurando su cubrimiento en un marco de uso racional y eficiente de los diferentes recursos energéticos.

Que el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, creó el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de Zonas Rurales Interconectadas (FAER), asignando al Ministerio de Minas y Energía la administración del mismo.

Que la Ley 1376 de 2010 prorrogó la vigencia del FAER hasta el 31 de diciembre del año 2018.

Que el Decreto 1122 de 2008 reglamentó el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, indicando en el numeral 3º del artículo 8º y numeral 9º del artículo 12, que corresponde al Ministerio de Minas y Energía adoptar el reglamento de las convocatorias para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de expansión de cobertura presentados por los operadores de red, así como para la asignación de recursos del FAER.

Que según lo establecido en el reglamento que se adopta mediante este acto administrativo, para que los operadores de red presenten sus planes trienales de expansión de la cobertura, se requiere que se encuentre adoptado el plan indicativo de expansión de la cobertura, PIEC.

Que se hace necesario postergar la entrada en vigencia del citado reglamento, para que los operadores de red adapten sus planes de expansión de cobertura, Pecor, al plan indicativo de expansión de la cobertura (PIEC) y al reglamento.

Que en consecuencia se requiere establecer durante dicho lapso, un período de transitoriedad para la asignación de recursos FAER.

Que con base en lo expuesto,

RESUELVE:

ART. 1º—Adopción. Adoptar el reglamento de las convocatorias para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de expansión de cobertura que presenten los operadores de red, así como para la asignación de recursos del FAER, el cual forma parte integral del presente acto administrativo, como anexo, en 30 folios.

ART. 2º—Vigencia reglamento. El reglamento que se adopta por medio de esta Resolución, comenzará a regir a partir del 1º de febrero de 2013.

ART. 3º—(Modificado).* Transición. Hasta tanto entre en vigencia el reglamento de que trata el artículo 1º anterior, el comité de administración del FAER - Cafaer podrá aprobar planes, programas y proyectos que se presenten para financiación con cargo a los recursos del FAER, para lo cual se aplicará la siguiente fórmula:

 

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Donde:

OEP: orden de elegibilidad por proyectos.

CUP: Índice costo por usuario del proyecto: corresponde al costo mínimo por usuario entre todos los proyectos presentados al FAER dividido por el costo por usuario del proyecto a evaluar.

COB: índice cobertura por proyecto: corresponde al número de usuarios beneficiados por el proyecto a evaluar dividido por el número de usuarios del proyecto con el mayor número de beneficiarios de todos los proyectos presentados al FAER.

NBI: indicador de necesidades básicas insatisfechas por municipio.

MB: si el municipio ha sido beneficiado con recursos de FAER en los últimos 4 años se le asigna 0, de lo contrario 1.

UN: usuarios nuevos. Si el proyecto no incluye usuarios nuevos se le asigna 0, de lo contrario 1.

PAR.—Dentro del período de transición de que trata este artículo, el Ministerio de Minas y Energía podrá solicitar a los operadores de red que presenten planes y/o proyectos de expansión de cobertura, por razones de orden público, desarrollo social y seguridad en el sistema, los cuales deberán cumplir los requisitos de presentación establecidos en el numeral 1º del artículo 9º y artículo 11 del Decreto 1122 de 2008.

*(Nota: Modificado por la Resolución 180712 de 2012 artículo 1° del Ministerio de Minas y Energía)

ART. 4º—Derogatorias. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación y deroga la Resolución 180910 del 13 de junio de 2008.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 27 de marzo de 2012.

 

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Reglamento de las convocatorias para la presentación, evaluación y aprobación de los planes de expansión de cobertura que presenten los OR, así como para la asignación de recursos del FAER

CAPÍTULO I

Disposiciones Generales

1.1. Introducción.

Con el ánimo de establecer las directrices que deben aplicarse para la elaboración de los planes de expansión de cobertura que con una proyección a tres (3) años, presentan los operadores de red, y que deben fundamentarse en las metas fijadas en el plan indicativo de expansión de la cobertura elaborado por la UPME, se adopta el presente reglamento.

De esta manera se orienta la expansión de la cobertura en el sector eléctrico de forma organizada, a fin de que se evidencien impactos en la cobertura, fundamentada en el cumplimiento de los roles definidos en la organización del sector minero-energético desde la política pública, la planeación y la regulación, enmarcada en los principios de solidaridad y equidad.

Sus fundamentos fácticos y legales son los siguientes:

Ley 142 de 1994, en el artículo 67. Establece como una de las funciones del Ministerio de Minas y Energía frente al servicio que le corresponde tutelar, la elaboración de un plan de expansión de la cobertura máximo cada cinco (5) años, en el que se determinen las inversiones públicas que deben realizarse, y las privadas que deben estimularse.

Ley 143 de 1994, artículo 3º. Determina que en el servicio público de electricidad al Estado le corresponde alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad a las diferentes regiones y sectores del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los usuarios de los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3 y los de menores recursos del área rural, a través de los diversos agentes públicos y privados que presten el servicio.

Ley 143 de 1994, artículo 6º. Indica que por el principio de equidad, el Estado propenderá por alcanzar una cobertura equilibrada y adecuada en los servicios de energía en las diferentes regiones y sectores del país, para garantizar la satisfacción de las necesidades básicas de toda la población.

Ley 143 de 1994, artículo 48. Propende por que el Gobierno Nacional asigne y apropie los recursos suficientes en el plan nacional de desarrollo, en el plan nacional de inversión pública y en las leyes anuales del presupuesto de rentas y ley de apropiaciones, para adelantar programas de energización calificados como prioritarios, tanto en las zonas interconectadas como en zonas no interconectadas con el objeto de que en un período no mayor de veinte (20) años se alcancen niveles igualitarios de cobertura en todo el país, en concordancia con el principio de equidad de que trata el artículo 6º de la presente ley.

Resolución CREG 70 de 1998. Asigna la responsabilidad de los OR de presentar sus planes de expansión, para lo cual deben considerar los niveles de cobertura adoptados por el Ministerio de Minas y Energía.

Decreto 388 de 2007 - modificado por los decretos 1111 y 3451 de 2008. Fija las políticas y directrices relacionadas con el aseguramiento de la cobertura del servicio de electricidad, que debe seguir la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), al establecer la metodología de remuneración a través de cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional.

Decreto 1122 de 2008. Reglamenta el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER) y fija los criterios para la elaboración de los planes de expansión de cobertura de los operadores de red, así como su contenido 

Resolución CREG 97 de 2008. Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local. Esta resolución adoptó los principios de política establecidos por el Ministerio de Minas y Energía, en especial, en el capítulo 4 se previó la realización de actualizaciones de los cargos de los operadores de red por la entrada de nuevos activos, en particular aquellos con costos medios superiores a los establecidos por la CREG. Igualmente, adoptó los esquemas de calidad, confiabilidad y seguridad para los STR y los SDL, previendo la presentación de obras del STR requeridas para evitar energía no suministrada ante contingencia simple y un esquema de incentivos que permite el ajuste automático de la tarifa de distribución ante mejoras en la calidad.

El 9 de junio de 2010 la UPME presentó una primera propuesta de reglamento, la cual fue publicada en la página web de la UPME para recibir comentarios. Posteriormente el 6 de julio de 2010, mediante taller, se procedió a presentar nuevamente la propuesta de reglamento a los diferentes interesados.

En la formulación de la propuesta publicada por la UPME se consideraron comentarios de las siguientes empresas:

 

 Empresa o entidadRadicado UPME NºFecha
1EPM2010-126-002756-202/07/2010
2Enertolina2010-126-002766-206/07/2010
3CREG 22010-126-002767-206/07/2010
4Electrocaquetá2010-126-002769-206/07/2010
5EEC2010-140-002898-212/07/2010
6Electricaribe2010-140-002906-213/07/2010
7Asocodis2010-126-002937-214/07/2010
8EPM 2201 0-126-002942-215/07/2010
9Codensa2010-126-002943-215/07/2010
10Electrocaquetá 2E-mail15/07/2010
11EPSA2010-126-002983-216/07/2010
12CHEC2010-126-003074-222/07/2010

 

1.2. Objeto.

El objeto fundamental de este reglamento es establecer el procedimiento que contiene los requisitos para la presentación, evaluación y aprobación de los planes trienales de expansión de cobertura presentados por los operadores de red y fijar las condiciones que estos deben cumplir para alcanzar las metas definidas en el plan indicativo de expansión de cobertura del servicio de energía eléctrica.

Así mismo, establecer el mecanismo para la revisión de los programas y proyectos que soliciten recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las zonas Rurales Interconectadas (FAER) y determinar los criterios para su priorización y asignación.

El cumplimiento de este objetivo requiere:

• Desarrollar la normatividad expedida por el Gobierno nacional, el Ministerio de Minas y Energía y por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en lo de sus respectivas competencias.

• Determinar claramente los criterios de expansión para lograr eficiencia económica, de acuerdo con lo establecido para el sector minero energético desde la planeación, la política pública y la regulación.

• Indicar la información que como mínimo deben contener los planes de expansión.

• Establecer los criterios de elegibilidad y priorización para la asignación de recursos de los proyectos a ser financiados con fondos FAER.

• Adoptar los formatos que los OR deberán cargar en línea, con la información de los proyectos que presentarán en sus planes de expansión de la cobertura.

1.3. Plan de expansión del sistema eléctrico del OR.

En virtud de la Resolución CREG 70 de 1998 y Resolución UPME 967 de 2006 y las que las modifiquen o sustituyan, el OR debe elaborar el plan de expansión de su sistema eléctrico, con destino a la definición de obras que aseguren el abastecimiento de la demanda con criterios económicos, de seguridad y confiabilidad. Dichas obras pueden implicar entre otras, las de construcción de infraestructura o activos de uso en el nivel de tensión 4 y conexiones al STN.

Considerando que la expansión de la cobertura es insumo para la elaboración del mencionado plan, pero que requiere un tratamiento especial dada la normatividad de universalización del servicio que expidió el Ministerio de Minas y Energía concretamente el Decreto 388 de 2007 y 1122 de 2008, se considerará el plan de expansión de cobertura como un capítulo especial del plan de expansión del sistema eléctrico del OR. El plan de cobertura deberá elaborarse de acuerdo con lo establecido en el presente reglamento.

Si bien el plan de expansión del sistema eléctrico del OR que se ha venido presentando a la UPME es anual, la parte correspondiente a cobertura tendrá un horizonte de tres años y podrá ser ajustado anualmente.

Lo anterior no modifica la responsabilidad del OR de presentar anualmente su plan de expansión del sistema eléctrico.

1.4. Ámbito de aplicación.

El presente reglamento será aplicado por la UPME, el Ministerio de Minas y Energía y por todos los operadores de red quienes son los responsables de presentar los planes de expansión tendientes a alcanzar las metas de cobertura establecidas en el plan indicativo de expansión de cobertura (PIEC).

1.5. Definiciones.

Para efectos de la aplicación del presente Reglamento, además de las definiciones aquí adoptadas, se entenderán incorporadas las establecidas en las leyes 142 y 143 de 1994, el Decreto 388 de 2007, el Decreto 1122 de 2008 y en la regulación vigente expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Cargos de los STR: son los cargos expresados en $/kWh que remuneran los activos de uso del nivel de tensión 4 de los OR, según se establece en la Resolución CREG 97 de 2008.

Cargos máximos por niveles de tensión 1, 2, 3: son los cargos expresados en $/kWh para cada nivel de tensión que remuneran el uso de los sistemas de distribución local de los niveles 1, 2 y 3.

Cargos por uso del OR: son los cargos expresados en $/kWh acumulados para cada nivel de tensión, que remuneran a un OR los activos de uso de los SDL y STR. Para los niveles de tensión 1, 2 y 3 son cargos máximos.

Convocatoria: de conformidad con lo establecido en los numerales 6º y 8º del artículo 12 del Decreto 1122 de 2008, entiéndase por este término, el procedimiento establecido en el presente reglamento para la presentación por parte de los OR de los planes trienales de expansión de cobertura, dentro de los cuales se incluyen aquellos proyectos que superen un aumento máximo al cargo de distribución, los que son sujetos de asignación de recursos del FAER.

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.

Fecha de presentación de los planes de expansión de cobertura:

Fecha en la cual los operadores de red deberán radicar ante la UPME sus planes de expansión eléctrica, de acuerdo con los lineamientos establecidos en este reglamento.

Para efecto de presentar el primer plan se fija el 1º de febrero de 2013, para los siguientes años, la UPME fijará esta fecha por resolución.

Formato: hará referencia a la herramienta desarrollada por la UPME, la cual consiste en unos formatos implementados en un software que permitirá que los OR carguen la información en línea de los planes, programas y proyectos que presentarán en el plan de expansión.

Grupo de calidad: clasificación de los circuitos de distribución, según el reglamento de distribución, para efecto de establecer estándares de calidad.

Índice de prioridad tarifaria (IPT): índice para establecer el orden de prioridad de los planes de expansión de la cobertura con costos medios superiores.

Magna Sirgas: sistema de referencia oficial del país que corresponde a las siglas de Marco Geocéntrico Nacional de Referencia - Sistema de Referencia Geocéntrico para las Américas.

Niveles de tensión: de acuerdo con la regulación de la CREG, los sistemas de transmisión regional y/o distribución local se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la siguiente definición:

Nivel 4: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV.

Nivel 3: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor a 57,5 kV.

Nivel 2: sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.

Nivel 1: sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.

PEC - plan de expansión de cobertura: documento consolidado que elabora la UPME en el que se relaciona el resultado de la evaluación de los planes de expansión de cobertura de los OR, que buscan alcanzar las metas fijadas en el PIEC, y que será adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante acto administrativo a fin de garantizar su obligatoriedad.

Pecor - plan de expansión de cobertura del OR: plan individual de los programas y proyectos presentados por el OR, tendientes a alcanzar las metas de cobertura en los municipios atendidos por un OR, en el cual relacionará expresamente los planes, programas y proyectos que estén por debajo del costo medio aprobado para su mercado de comercialización y los que sean superiores a dicho costo. Para los últimos casos, deberá indicar en cuáles no tiene interés de ejecutarlos.

PIEC - plan indicativo de expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica: establece las metas de cobertura a alcanzar por los operadores de red por medio de interconexiones al sistema interconectado nacional (SIN), durante el período de vigencia del plan.

Programa: es el conjunto de obras necesarias para llevar el servicio a uno o varios centros poblados o veredas de más de un municipio (zona o región).

Proyecto: es el conjunto de obras necesarias para llevar el servicio a uno o varios centro poblados o veredas de un mismo municipio.

Reglamento: cuando se haga referencia a la palabra reglamento, se entenderá que se refiere a este documento.

Resolución CREG 97 de 2008: resolución de la CREG que aprueba los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local. La referencia a esta resolución incluye aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Tipo uno: programas y proyectos con costos medios superiores a los costos medios aprobados por la CREG, en al menos un nivel de tensión, que siguiendo el orden de prioridad del IPT junto con los proyectos con costos medios inferiores a los costos medios aprobados por la CREG, permiten alcanzar la meta de cobertura concertada con la UPME para cada municipio.

Tipo dos: programas y proyectos con costos medios superiores a los costos medios aprobados por la CREG, en al menos un nivel de tensión y que ordenados de acuerdo con su orden de prioridad IPT sobrepasan la meta de cobertura por municipio.

Unidad constructiva (UC): conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, destinada a la conexión de otros elementos de una red, al transporte o a la transformación de la energía eléctrica, o a la supervisión o al control de la operación de activos de los STR o SDL y relacionados en el capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 97 de 2008.

Unidad constructiva especial: es aquella que por sus características técnicas no se pueden tipificar en ninguna de las unidades constructivas enlistadas en el capítulo 5 del anexo general de la Resolución CREG 97 de 2008.

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.

CAPÍTULO II

Generalidades

2.1. Elaboración del plan indicativo de expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica (PIEC).

Quinquenalmente la UPME elaborará el plan indicativo de expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica (PIEC), para lo cual procederá de la siguiente forma:

• Adoptará una metodología para establecer el nivel de cobertura del servicio de electricidad a nivel municipal.

• Establecerá los sistemas de información a que haya lugar para recopilar la información que requiera para poder aplicar la metodología adoptada.

• Empleará en lo posible la información del sistema único de información (SUI) y del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), complementada con la información reportada por los entes territoriales y los operadores de red para establecer la línea base de cobertura.

• Publicará las metas de cobertura por municipio resultantes del PIEC y concertadas con los OR.

• Recibirá los planes, programas y proyectos que elaboren los OR tendientes a cumplir con las metas de cobertura concertadas.

• Evaluará y aprobará los planes, programas y proyectos según los criterios contenidos en el presente reglamento. El efecto de la aprobación de los planes, programas y proyectos presentados por los operadores de red por parte de la UPME, se limita a las funciones propias de esta entidad, por tanto, no constituye pre-aprobación de cargos por parte de la CREG, a quien de acuerdo a su competencia corresponde efectuar los análisis en cada caso, de conformidad a las directrices que en materia de aumento tarifario expida el Ministerio de Minas y Energía.

• Compilará el plan de expansión de cobertura (PEC), el cual contendrá los planes, programas y proyectos aprobados, y que deberá ser adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante acto administrativo.

2.2. Elaboración del plan de expansión de la cobertura del OR - Pecor.

Corresponde a cada OR realizar el plan de expansión de la cobertura del área que atiende, para lo cual deberá tener en cuenta lo siguiente:

• Con la información y requerimientos que le reporten las diferentes entidades territoriales y el Ministerio de Minas y Energía, el OR determinará los proyectos y/o programas que atenderán las necesidades de los municipios teniendo en cuenta las metas de cobertura a nivel municipal concertadas con la UPME. El programa así formado puede beneficiar a uno o más municipios (una región o zona).

• Con base en lo establecido en el numeral 9º del artículo 12 del Decreto 1122 de 2008, el Ministerio de Minas y Energía en cualquier momento podrá solicitar al operador de red la actualización de sus planes trienales.

• El plan de expansión de la cobertura podrá ajustarse anualmente, previa solicitud motivada del operador de red, siempre y cuando incluya los respectivos soportes requeridos por el Decreto 1122 de 2008.

• El primer plan de expansión de cobertura deberá incluir los soportes correspondientes al primer año y posteriormente podrá incluir los soportes para los dos años siguientes.

• Precisará para cada proyecto y/o programa los domicilios beneficiados, la población beneficiada y el impacto en la cobertura municipal.

• Establecerá las características técnicas de los proyectos y/o programas, cumpliendo los requerimientos técnicos y regulatorios a que haya lugar.

• Organizará la información en proyectos, programas y el plan de expansión de cobertura, según las definiciones establecidas en este reglamento y para los dos primeros determinará el impacto en la cobertura, la relación beneficio-costo y el impacto en los cargos aprobados por la CREG si hay lugar a ello.

• Declarará su disposición a realizar cada proyecto y/o programa o si no está en disposición de ello.

• Plazo: la fecha a partir de la cual se deben entregar los primeros planes de expansión de la cobertura, de conformidad con las directrices del presente reglamento, será el 1º de febrero de 2013.

• Horizonte de elaboración de los planes de expansión: de acuerdo con el artículo 9º del Decreto 1122 de 2008, los operadores de red deben presentar a la UPME su plan de expansión de la cobertura considerando un horizonte de tres (3) años, tendientes a alcanzar las metas de cobertura establecidas en el plan indicativo de expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica (PIEC) en dicho término.

• El Ministerio de Minas y Energía establecerá un rango de porcentajes de aumento del componente Dt, antes de la presentación de los planes de expansión de cobertura que servirá de referencia para la elaboración del plan trienal. Con posterioridad a la presentación de los planes el ministerio determinará para cada OR su porcentaje de incremento del componente Dt correspondiente, con base en el cual deberá desarrollar los proyectos clasificados de acuerdo con lo establecido en el capítulo IV del presente reglamento, para alcanzar la meta de cobertura establecida por la UPME.

CAPÍTULO III

Pasos para la elaboración de los planes de expansión de cobertura

3.1. Cálculo de los costos medios por nivel de tensión del proyecto o programa.

3.1.1. Cálculo del costo medio por nivel de tensión de un proyecto y de un programa.

Para determinar el costo medio de cada nivel de tensión de un proyecto o programa se empleará la siguiente expresión:

 

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Donde:

CMProi: costo medio de un proyecto o programa en el nivel de tensión i.

CAAEi: costo anualizado de los activos del nivel de tensión i del proyecto o programa.

CATi: costo anual de los terrenos del proyecto o programa en el nivel de tensión i que lo requieran.

CAANEi: costo anual de los activos no eléctricos asociados al proyecto o programa en el nivel de tensión i.

AOMi: costo anual del AOM en el nivel de tensión i.

O: cargo por el nivel de tensión i pagado a otros OR, si hay lugar a ello.

EPi: energía del proyecto o programa para calcular el costo medio del nivel de tensión i.

FRi: fracción de la EPi que proviene de un SDL de otro OR en el nivel de tensión i, si hay lugar a ello.

CD3: cargo máximo para el nivel de tensión 3.

Si el CMProi corresponde al nivel de tensión 2, se debe agregar el CD3 aprobado por la CREG, para efecto de establecer los CU modificados.

3.1.2. Variables para calcular los costos medios.

3.1.2.1. Anualización del costo de los activos.

Para calcular los valores anuales que determinarán el costo medio de los programas y proyectos, se deberán anualizar los diferentes valores de la inversión. Para ello se emplearán, según sea STR o SDL, las tasas aprobadas por la CREG del WACC, y la vida útil según lo establecido por la Resolución CREG 97 de 2008.

Para el nivel de tensión 1 se empleará el cargo aprobado por la CREG, en la resolución emitida para cada OR.

3.1.2.2. Costo de los activos.

Para los diferentes niveles de tensión de cada proyecto y/o programa, el OR asimilará los activos que se requieran con las unidades constructivas - UC y los costos de las mismas establecidos en la Resolución CREG 97 de 2008 o aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para realizar la asimilación se emplearán los criterios establecidos en dicha resolución.

Si un activo no puede ser asimilado con las unidades constructivas de la CREG, el OR puede definir dicho activo como una UC especial, para lo cual tiene que indicar el tipo de activo y su costo. El costo de las UC especiales debe ser desagregado como se indica a continuación:

• Valor DDP de los equipos

• Montaje y obra civil

• Repuestos

• Costos indirectos (ingeniería, interventoría, administración de la ejecución, inspección, costos financieros).

Si se requieren modificaciones de activos que ya están siendo usados y que fueron presentados a la CREG para efecto de establecer los cargos vigentes, para su uso en el plan de expansión de la cobertura, se deben reclasificar como una UC de características y costo diferente, por lo que el OR deberá indicarlo, señalando como costo atribuible al proyecto y/o programa la diferencia de costos entre el costo de la UC original y el costo de la UC reclasificada.

3.1.2.3. Costo de terrenos.

Para establecer el costo de los terrenos de las áreas de las unidades constructivas que lo requieran, el OR empleará el costo por metro cuadrado según lo establecido en el numeral 2.1.2 del anexo general de la Resolución CREG 97 de 2008 y las áreas típicas de dicha resolución.

3.1.2.4. Costo de activo no eléctrico.

El costo del activo no eléctrico se calculará para cada unidad constructiva empleando el porcentaje establecido en la Resolución CREG 97 de 2008 y el valor anual del activo eléctrico.

CAANE = NE*CAAE

Donde:

CAANE: costo anual equivalente del activo no eléctrico asociado a una unidad constructiva.

NE: fracción igual a 0,041 por unidad o 4,1%.

CAAE: costo anual equivalente de la unidad constructiva.

3.1.2.5. Valor del AOM.

Se debe calcular el valor de AOM para cada unidad constructiva, con base en el costo unitario de la unidad constructiva y el porcentaje de AOM reconocido por la CREG.

AOM = PAOMR * CUC

Donde:

AOM: gastos anuales de administración, operación y mantenimiento asignables a la unidad constructiva.

PAOMR: porcentaje reconocido vigente al operador de red para remunerar el gasto anual de administración, operación y mantenimiento.

CUC: costo unitario de la unidad constructiva.

3.1.2.6. Energía para calcular los costos medios de un proyecto o programa.

Para determinar la energía que se empleará para calcular el costo medio de un Proyecto o Programa en cada nivel de tensión, se empleará la siguiente expresión:

 

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Donde:

EPi: energía anual del proyecto o programa para calcular el costo medio del nivel de tensión i = 2, 3.

Coni: Consumo anual en el nivel de tensión i.

Con1: Consumo anual en el nivel de tensión 1.

Pi: fracción de pérdidas reconocidas por la CREG para el operador de red en el nivel de tensión i.

EP1: energía anual del proyecto o programa para calcular el costo medio del nivel de tensión(1).

Donde Con1 se calcula así:

Se debe determinar con precisión la ubicación del predio de los futuros usuarios a ser atendidos con el proyecto y/o programa y se empleará el siguiente supuesto de consumo:

Con1= Máx (CS, CPUGC)* Nº de Usuarios * 12

Donde:

CS: consumo de subsistencia

CPUGC: acorde con la Resolución CREG 98 de 2009, es el promedio de los EPU1,q,m, de los doce meses desde enero hasta diciembre del año inmediatamente anterior, multiplicado por 720 (horas del mes), siendo q el grupo de calidad del OR al que pertenecerán los futuros usuarios. El CPUGC se calculará con base en la información reportada por el OR al SUI.

3.2. Clasificación de proyecto y/o programa por costos medios.

Los operadores de red deben clasificar los proyectos y/o programas para presentarlos en el plan de expansión de cobertura en:

• Costo medio inferior o igual. Son los que tienen costos medios inferiores o iguales en todos los niveles de tensión involucrados a los aprobados por la CREG. Estos proyectos serán ejecutados por el OR y la información básica será la determinada en el formato establecido por la UPME.

• Costo medio superior. Son los que tienen costos medios superiores a los aprobados por la CREG en al menos un nivel de tensión diferente al nivel de tensión1.

3.3. Clasificación de proyecto y/o programa con costo medio superior.

3.3.1. Por IPT.

La UPME calculará para cada proyecto y programa con costo medio superior presentado por el OR, el indicador de prioridad tarifaria, IPT, para organizarlos por OR, según su tipología 1 ó 2 así:

• Tipo uno. Son aquellos proyectos y programas que siguiendo el orden de prioridad del IPT junto con los proyectos con costos medios inferiores a los costos medios determinados por CREG, permiten alcanzar la meta de cobertura concertada con la UPME para cada municipio.

• Tipo dos. Son aquellos proyectos y programas que de acuerdo a su orden de prioridad IPTI sobrepasan la meta de cobertura concertada con la UPME para cada municipio.

Cálculo del IPT

El índice IPT para cada proyecto o programa se establecerá aplicando la siguiente expresión:

IPT= 50%*COM+IRBC*50%

COM= VPi/VPMU

IRBC= RBC/max(RBC)

Donde:

IPT: indicador de prioridad tarifaria

COM: indicador de impacto en la cobertura

RBC: relación beneficio costo del proyecto o del programa

maxRBC: RBC del proyecto con mayor RBC entre todos los proyectos presentados por todos los OR.

VPi: número de viviendas del proyecto o programa i.

VPMU: número de viviendas del proyecto o programa con mayor número de usuarios entre los proyectos del OR.

3.3.2. Por relación beneficio costo - RBC.

Todos los proyectos y programas con costo medio superior presentados por los operadores de red deben tener una relación beneficio costo mayor o igual a 1. Esta es la misma relación definida por la CREG en el numeral 4.3, literal b de la Resolución 97-2008. Si los proyectos o programas presentan una RBC menor que uno (1), los mismos no serán tenidos en cuenta en el plan.

Para establecer la relación beneficio costo de un proyecto se empleará la siguiente expresión:

 

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Donde:

RBC: relación beneficio costo del proyecto o programa

CU de prestar el servicio con diésel ($/kWh): Valor del servicio por kWh prestado con planta diésel, que depende de la ubicación geográfica y del número de usuarios de los centros. Este valor lo establecerá previamente la UPME, para cada departamento, para que sea utilizado por los OR.

CU del OR Modificado ($/kWh): para su cálculo, se parte del CU vigente, referido a la fecha establecida en el reglamento, aplicado por el OR para los usuarios regulados de nivel de tensión 1. Este CU se modifica en el componente Dt, reemplazando en su cálculo los valores reconocidos al OR del CDI, por los correspondientes valores de cada proyecto cuyos costos medios resultaron superiores a lo aprobado por la CREG, según la fórmula establecida en el numeral 6.5.4 del anexo general de la Resolución CREG 97 de 2008.

Los valores de la expresión anterior deben estar dados en pesos de la misma fecha.

Cálculo del CU modificado

Para reemplazar del CU el cargo de distribución aprobado y establecer el CU modificado en cada caso se retirará el Dt1 y se recalculará teniendo en cuenta lo siguiente:

Cargo del STR. Si el proyecto o programa implica la construcción de activos de nivel de tensión 4 o activos de conexión al STN que modifiquen el ingreso regulado del STR, dado que este nivel de tensión se remunera mediante una metodología de ingreso regulado, se debe proceder según lo establecido en el numeral 4.1 del anexo general de la Resolución CREG 97 de 2008. Para realizar este proceso la UPME cuenta con formatos y procedimientos ya establecidos.

Cargo del SDL. Si el proyecto o programa, implica la construcción de activos de nivel 3 y/o 2, se estiman los costos medios de cada nivel y si son superiores a los cargos vigentes aprobados por la CREG, el CDI correspondiente se reemplazará por el costo equivalente del proyecto o programa, bien sea en su componente de nivel 3 y/o en su componente de nivel 2.

3.4. Cargue de información en el formato.

De acuerdo con la anterior clasificación, se cargará la información del plan de expansión de cobertura, para lo cual se emplearán las herramientas que para ello habilite la UPME y siguiendo el instructivo que para tal efecto esta entidad disponga.

De igual forma, los operadores de red deberán radicar en medio magnético en la UPME, a más tardar el primer día hábil posterior a la fecha de presentación (carga en el aplicativo) del plan de cobertura, los anexos definidos en el artículo 10, numeral 2º del Decreto 1122 de 2008 (diseños, pólizas de calidad etc.).

CAPÍTULO IV

Evaluación y aprobación del plan de expansión de cobertura

4.1. Evaluación de la UPME.

Se organizarán los proyectos por municipio en orden descendente según su impacto en la cobertura municipal hasta alcanzar la meta de cobertura concertada con la UPME. Los anteriores proyectos o programas así organizados se denominan tipo uno. Los demás se denominan tipo dos.

Para los proyectos y programas definidos como tipo uno, se calcula el impacto en el Dt1 del OR, hasta el límite del incremento del cargo establecido por el MME para cada OR, de la siguiente forma:

• Se incluye el proyecto o programa con mayor IPT de cada municipio.

• Terminada la ronda por municipios y si aún no se ha alcanzado el límite establecido por el MME se incluirán los siguientes proyectos o programas, con el mismo criterio, hasta finalizar los de prioridad uno.

• Si no se ha excedido el límite tarifario establecido por el MME se incluirán los programas y proyectos de prioridad dos, hasta alcanzar dicho límite.

• Los proyectos o programas que queden por fuera podrán solicitar recursos de los fondos de financiación del sector.

4.2. Aprobación de la UPME.

La UPME aprobará para cada plan de expansión del OR, la clasificación de los proyectos o programas de acuerdo con el proceso expuesto en el numeral 4.1 y publicará esta información.

4.3. Auditorías.

Para los programas y/o proyectos incluidos en el plan de expansión de la cobertura aprobado para un OR y cuyo impacto en la tarifa no implique superar el porcentaje límite de incremento del componente Dt establecido por el MME, según lo previsto en la Resolución CREG 97 de 2008, literal c del numeral 4.3.1 el OR deberá contar con una auditoría para el proceso de ejecución, la cual puede ser desempeñada por la misma Interventoría en caso que los proyectos se ejecuten con recursos del FAER de acuerdo con lo establecido en el artículo 6º, numeral 3º, del Decreto 1122 de 2008.

CAPÍTULO V

Solicitud y asignación de recursos FAER

De acuerdo con el Decreto 1122 de 2008 y para efectos de este reglamento, se tendrá en cuenta lo siguiente:

• La asignación de los recursos del Fondo FAER destinados a la financiación de los Proyectos o Programas presentados por los OR’s tendrán como objetivo principal la construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica en las zonas rurales interconectadas, en zonas atendidas por los operadores de red del sistema interconectado nacional, SIN, que permita ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía eléctrica.

• Los recursos del FAER no podrán ser destinados para la compra de predios, ni servidumbres, ni la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios para el desarrollo de los proyectos o programas de electrificación rural.

• Los proyectos o programas que buscan ser financiados con fondos FAER deben tener relación beneficio costo mayor que uno, y la asignación de los recursos será a nivel de proyectos.

Los planes y/o proyectos a los que no se les asigne recursos serán tenidos en cuenta para la siguiente convocatoria que se realice para la presentación de planes de expansión de la cobertura de los operadores - Pecor.

5.1. Metodología para la presentación de proyectos o programas a ser financiados con recursos FAER.

Los operadores de red que busquen financiar proyectos con recursos del Fondo FAER, procederán de la siguiente forma:

1. Propondrán los proyectos en el plan de expansión de cobertura en la fecha que la UPME determine, de acuerdo a los requerimientos básicos establecidos en el artículo 11 del Decreto 1122 de 2008, tanto en los formatos para cargar la información en línea, como en copia impresa.

2. Los proyectos o programas inicialmente elegibles para ser financiados con cargo a los recursos del FAER serán los viabilizados por la UPME como resultado del proceso de evaluación establecido en el capítulo IV, numeral 4.1 de este reglamento.

3. El grupo de apoyo técnico del Cafaer - GAT establecerá el orden de prioridad de los proyectos o programas de acuerdo con los criterios establecidos en el numeral 5.3 de este reglamento y publicará en la página web de la UPME la lista de los proyectos y programas candidatos a ser financiados con fondos del FAER.

4. Para los proyectos y programas candidatos a ser financiados con los recursos del FAER, el OR deberá presentar a la UPME la siguiente información básica, dentro de los treinta (30) días calendarios siguientes a la publicación de la lista:

a) Carta de Presentación con la solicitud de recursos: se deberán especificar los datos generales del proyecto o programa y se debe incluir el domicilio para el envío de la correspondencia e indicar el correo electrónico para facilitar la comunicación.

b) Registro BPIN: el respectivo 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.

c) Aval técnico y financiero del OR: aval firmado por el representante legal del OR sobre la viabilidad técnica y financiera de los programas o proyectos de inversión con cargo a los recursos 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. El GAT determinará en la solicitud la posibilidad de solicitar o no este requisito en los casos en que el OR sea el ejecutor del proyecto.

d) Certificación del OR: en la cual conste el cumplimiento de especificaciones y cumplimiento de normas técnicas aplicables que han sido definidas para los materiales, equipos, la construcción en instalación de nueva infraestructura eléctrica. El GAT determinará en la solicitud la posibilidad de solicitar o no este requisito en los casos en que el OR sea el ejecutor del proyecto.

e) 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 administrativa, técnica, financiera, ambiental, así como la inspectoría y certificación Retie, al igual que la administración de recursos a que haya lugar.

f) 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. El GAT determinará en la solicitud la posibilidad de solicitar o no este requisito en los casos en que el OR sea el ejecutor del proyecto.

g) Certificado del representante legal del ente territorial donde manifieste que son de propiedad del municipio las servidumbres y predios o que se encuentran en proceso de negociación con el compromiso de aportarlas al proyecto para su real ejecución, y que cumplirá con la ejecución de los planes de mitigación ambiental necesarios para el desarrollo del proyecto.

h) Certificado de la entidad ambiental competente que indique que el proyecto no requiere licencia ambiental para su ejecución.

i) Certificación de que la ejecución de las acometidas para los potenciales usuarios del Proyecto cuenta con financiación y por tanto está garantizada por terceros o por el mismo OR.

5. La UPME en un plazo de quince (15) días siguientes a la entrega de la información por parte de los OR, remitirá esta información al GAT para que este los presente al comité de administración del FAER, el cual es el encargado de aprobar los proyectos a ser financiados con recursos FAER.

5.2. Responsabilidad.

En todos los casos el OR es el responsable de la debida ejecución de los planes de expansión, en este sentido deberá garantizar la ejecución, operación y administración del programa y/o proyecto que busca ser financiado con recursos del FAER. En caso que el OR manifieste no tener interés en la construcción de la infraestructura, y este se considere necesario, o sea de carácter prioritario para el Estado, según lo establecido en el Decreto 1122 de 2008, la UPME podrá adelantar convocatorias públicas para construcción de infraestructura que se ejecuten por terceros, en cumplimiento de los dispuesto por las leyes 80 de 1993 y 1150 de 2007.

En todo caso el OR estará obligado a operar el proyecto una vez construido.

5.3. Asignación de los recursos FAER.

El comité de administración del FAER, CAFAER, de conformidad con las necesidades de expansión establecidas en el plan de expansión de cobertura PEC y acorde con la disponibilidad presupuestal otorgada para cada convocatoria que se desarrolle para que los OR presenten planes y/o proyectos de expansión de cobertura, y que se decida llevar a cabo en el año, aprobará los proyectos clasificados como tipo 1 que superen el porcentaje de aumento determinado por el Ministerio de Minas y Energía y que clasifican para la asignación de recursos del FAER, de acuerdo con tres fuentes definidas por modalidades de asignación, a las cuales se les determinará previamente un porcentaje del total disponible para cada adjudicación y que consideran lo siguiente:

Fuente I. Proyectos por cobertura departamental: son proyectos ordenados teniendo en cuenta su costo por usuario, la cobertura, necesidades básicas insatisfechas a nivel departamental y número de usuarios nuevos atendidos.

Fuente II. Proyectos generales: son proyectos presentados por el OR que no se incluyen en los proyectos por cobertura departamental y que no se consideran prioritarios para la Nación, pero que son necesarios para la expansión de la cobertura. Para estos proyectos se realizará una clasificación en función del costo por usuario, cobertura, necesidades básicas insatisfechas a nivel municipal, si el municipio ha recibido recursos en los últimos cuatros años y número de usuarios nuevos atendidos.

Fuente III. Proyectos especiales para la Nación: Son los considerados por la Nación como proyectos con prioridad de cobertura por razones de orden público, desarrollo social y seguridad del sistema.

5.3.1. Fuente I

Para seleccionar el orden de elegibilidad entre departamentos se utiliza la siguiente ecuación:

 

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Donde:

OED: valor para establecer el orden de elegibilidad entre departamentos.

CUD: índice costo por usuario departamental

CUD = CUPm / Promedio(CUPDepto)

CUPm: valor más bajo de costo por usuario entre todos los proyectos presentados al FAER

CUPDepto: costo por usuario de todos los proyectos de un departamento. El costo por usuario de un proyecto se obtiene de dividir el costo del proyecto sobre el número de usuarios que beneficiará ($/usuario).

COBD: índice cobertura departamental

COBD = Promedio (NVPDepto) /NVPM

NVPDepto: número de usuarios o viviendas de los proyectos de un departamento.

NVPM: número de usuario o viviendas del proyecto con el mayor número de usuarios o viviendas, entre todos los proyectos presentados.

NBID: indicador de necesidades básicas insatisfechas por departamento

UN: usuarios nuevos. Si al menos un proyecto del departamento no tiene usuarios nuevos se le asigna 0, de lo contrario se le asigna 1.

De acuerdo con el orden obtenido, se determinará a cuáles departamentos se les incluirá en fuente 1.

Dentro de cada departamento se aplicará la Eq.2.

5.3.2. Fuente II.

Se tendrá en cuenta la siguiente ecuación para determinar el orden de elegibilidad de los programas o proyectos:

 

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Donde:

OEP: orden de elegibilidad por proyectos.

CUP: índice costo por usuario del proyecto. Corresponde al costo mínimo por usuario entre todos los proyectos presentados al FAER dividido por el costo por usuario del proyecto a evaluar.

COB: índice cobertura por proyecto: corresponde al número de usuarios beneficiados por el proyecto a evaluar dividido por el número de usuarios del proyecto con el mayor número de beneficiarios de todos los proyectos presentados al FAER.

NBI: indicador de necesidades básicas insatisfechas por municipio.

MB: Si el municipio ha sido beneficiado con recursos de FAER en los últimos 4 años se le asigna 0, de lo contrario 1.

UN: usuarios nuevos. Si el proyecto no incluye usuarios nuevos se le asigna 0, de lo contrario 1.

5.3.3. Fuente III.

Deben estar incluidos en los planes de expansión de los OR de conformidad con lo establecido en el numeral 9º del artículo 12 del Decreto 1122 de 2008.

En el evento que en el mes de septiembre de la respectiva vigencia fiscal no se requiera ejecutar recursos asignados a esta fuente, se podrán trasladar a las otras fuentes para cubrir planes y/o proyectos.

5.4. Garantías.

Una vez se hayan determinado los proyectos y programas a ser financiados con fondos del FAER, se publicará la lista de los mismos en la página web del Ministerio de Minas y Energía. Los operadores de red deberán constituir las siguientes garantías:

1. Para los proyectos ejecutados por el operador de red: garantía otorgada como póliza de seguros, carta de crédito o aval bancario, que avale la calidad de los diseños, costos unitarios, cronograma (curvas) y correcta ejecución del presupuesto establecido en los proyectos aprobados del correspondiente plan de expansión, en la cual deberá determinarse como beneficiario al Ministerio de Minas y Energía, la cual deberá entregarse dentro de los cinco(5) días hábiles posteriores a la publicación del listado de aprobación.

Dicha garantía, se constituirá por una suma equivalente al 20% del valor de los diseños y permitirá un margen de error del 10% con respecto al presupuesto ejecutado y al número de usuarios del proyecto, para lo cual los usuarios deben estar conectados.

2. Para Proyectos a ejecutar por terceros mediante convocatoria: de acuerdo a lo establecido en el numeral 2º del artículo 10, Garantía otorgada como póliza de seguros, carta de crédito o aval bancario, que avale la calidad de los diseños, costos unitarios y la correcta estimación del presupuesto, para lo cual contarán con un término de 5 días hábiles posterior a la publicación.

Dicha garantía, será por un valor de 20% del valor de los diseños y permitirá un margen de error del 10% con respecto al presupuesto ejecutado y al número de usuarios del proyecto, para lo cual los usuarios deben estar conectados.

El otorgamiento de las garantías aquí solicitadas no excluye la solicitud de otras que sean necesarias para avalar el cumplimiento de los contratos que se celebren posteriormente para la construcción de la infraestructura necesaria para el desarrollo de los proyectos.

5.5. Auditorías.

Para los proyectos y programas a ser financiados con recursos del fondo FAER y sin perjuicio de lo establecido en el numeral 3º del artículo 6º del Decreto 1122 de 2008, el Ministerio de Minas y Energía, directamente, a través de terceros, o de las interventorías contratadas para el seguimiento y vigilancia de la ejecución de los programas y/o proyectos, realizará las auditorías que verificarán:

• La correspondencia del proyecto o programa ejecutado y lo formulado inicialmente en la solicitud, en particular los activos inicialmente previstos y los construidos.

• La correspondencia entre el número de viviendas previstas en la solicitud y aquellas que finalmente resultaron beneficiarias.

• Que los costos incurridos correspondan con los costos de los activos realmente ejecutados y con lo previsto.

Si el Auditor emite concepto de no conformidad para un determinado proyecto o programa, se aplicarán las garantías establecidas y será obligatoria la devolución de los recursos asignados.

(1) Cargo por uso aprobado al OR mediante resolución CREG aplicable en el mes m, para los usuarios del nivel de tensión n, en $/kWh.