RESOLUCIÓN 22 DE 2001

(Febrero 20)

“Por la cual se modifican e incorporan las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-51 de 1998, modificada por las resoluciones CREG-04 y CREG-45 de 1999, mediante las cuales se aprobaron los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del sistema de transmisión nacional, y se estableció la metodología para determinar el ingreso regulado por concepto del uso de este sistema”.

(Nota: Véase la Resolución 93 de 2007 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

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

(Nota: Modificada en lo pertienente por la Resolución 93 de 2001 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

CONSIDERANDO:

Que de conformidad con la Ley 143 de 1994, artículo 20, la función de regulación en relación con el sector energético, tiene como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio;

Que para el logro del mencionado objetivo legal, la citada ley le asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de promover la competencia, crear y preservar las condiciones que la hagan posible, así como, crear las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente capaz de abastecer la demanda bajo criterios sociales, económicos, ambientales y de viabilidad financiera;

Que la Ley 143 de 1994, en sus artículos 23 y 41, asignó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la función de establecer la metodología de cálculo y aprobar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como, los procedimientos para hacer efectivo su pago;

Que el artículo 39 de la Ley 143 de 1994 establece que los cargos asociados con el acceso y uso del sistema de transmisión nacional, STN, deben cubrir los costos de inversión de las redes, incluido el costo de oportunidad del capital y los costos de administración, operación y mantenimiento, en condiciones adecuadas de calidad y confiabilidad y en condiciones óptimas de gestión, teniendo en cuenta criterios de viabilidad financiera;

Que la Resolución CREG-01 de 1994 en su artículo 8º, estableció los “criterios básicos de planeamiento” de la expansión del STN;

Que el artículo 18 de la Ley 143 de 1994 determina, que compete al Ministerio de Minas y Energía definir los planes de expansión de la red de interconexión, racionalizando el esfuerzo del Estado y de los particulares para la satisfacción de la demanda nacional de electricidad en concordancia con el plan nacional de desarrollo y el plan energético nacional;

Que el mismo artículo establece que el Gobierno Nacional, tomará las medidas necesarias para garantizar la puesta en operación de aquellos proyectos previstos en el plan de expansión de referencia del sector eléctrico, que no hayan sido escogidos por otros inversionistas, de tal forma que satisfagan los requerimientos de infraestructura contemplados en dicho plan;

Que el numeral 3.8 del artículo 3º de la Ley 142 de 1994 definió como instrumentos de intervención estatal en los servicios públicos domiciliarios, aquellos que promuevan un estímulo a la inversión de los particulares en los mencionados servicios;

Que el artículo 32 de la Ley 143 de 1994 establece que el objeto social de Interconexión Eléctrica S.A., es el de atender la operación y mantenimiento de la red de su propiedad, la expansión de la red nacional de interconexión, la planeación y coordinación de la operación del sistema interconectado nacional y la prestación de servicios técnicos en actividades relacionadas con su objeto social;

Que el artículo 28 de la Ley 143 de 1994 dispuso que las empresas que sean propietarias de líneas, subestaciones y equipos, señalados como elementos de la red nacional de interconexión, mantendrán la propiedad de los mismos pero deberán operarlos con sujeción al reglamento de operación y a los acuerdos adoptados por el consejo nacional de operación;

Que el artículo 74 de la Ley 143 de 1994 dispuso que “las empresas que se constituyan con posterioridad a la vigencia de esta ley con el objeto de prestar el servicio público de electricidad y que hagan parte del sistema interconectado nacional, no podrán tener más de una de las actividades relacionadas con el mismo, con excepción de la comercialización que puede realizarse en forma combinada con una de las actividades de generación y distribución”;

Que según lo dispuesto por el parágrafo 3º del artículo 32 de la Ley 143 de 1994, “la empresa encargada del servicio de interconexión nacional, no podrá participar en actividades de generación, comercialización y distribución de electricidad”;

Que la comisión, mediante Resolución CREG-04 de 1999, aclaró y modificó los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del sistema de transmisión nacional establecidos en la Resolución CREG-51 de 1998;

Que la comisión, mediante Resolución CREG-26 de 1999, adoptó la metodología para establecer los costos unitarios de las unidades constructivas del STN, fijó los costos unitarios aplicables durante el período 2000-2004 y estableció las áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones;

Que la comisión, mediante la Resolución CREG-39 de 1999, artículo 2º, anunció que definiría una norma general aplicable a las pérdidas de energía admisibles para los proyectos futuros del plan de expansión del STN;

Que la comisión, mediante Resolución CREG-45 de 1999, aclaró y/o modificó algunas de las normas establecidas en la Resolución CREG-04 de 1999;

Que la comisión, mediante Resolución CREG-61 de 2000, estableció las normas de calidad aplicables a los servicios de transporte de energía en el STN y conexión al STN;

Que analizada la experiencia de los procesos de selección realizados para la expansión del sistema de transmisión nacional, se han identificado algunos aspectos que requieren ser ajustados con el fin de promover la competencia e incentivar la participación de los agentes transmisores en la expansión de dicho sistema;

Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su Sesión 140 del 18 de diciembre de 2000, acordó expedir la presente resolución,

RESUELVE:

ART. 1º—Definiciones. Para efectos de la presente resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Activos de conexión al STN. Son aquellos activos que se requieren para que un generador, un usuario no regulado o un operador de red de STR y/o SDL, se conecte físicamente al sistema de transmisión nacional. Siempre que estos activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario no regulado o el operador de red que se conecta, o exclusivamente por un grupo de éstos que se conecten, no se considerarán parte del sistema de transmisión nacional ni se remunerarán vía cargos por uso de dicho sistema.

Costo unitario por unidad constructiva, CU. Valor unitario en el mercado de una unidad constructiva ($/unidad constructiva).

Costo de reposición de un activo. Es el costo de renovar el activo actualmente en servicio, con otro equivalente, de tecnología moderna, que cumpla con la misma función y los mismos estándares de calidad y servicio, valorado a precios de mercado.

Distribuidor local, DL. Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un sistema de distribución local y que ha constituido una empresa en cuyo objeto está previsto el desarrollo de dichas actividades.

Preconstrucción. Se entiende por preconstrucción, la realización de los trámites o acciones asociadas con la ejecución de un proyecto y que se requieren con antelación inmediata a la construcción física de las obras.

Producer price index, PPI. Índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la oficina de estadísticas laborales del departamento de trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200).

Proponente. Se entiende por proponente, una persona natural o jurídica, un consorcio o una unión de ellas, que presenta una oferta en un proceso de convocatoria pública para la expansión del STN.

Punto de conexión al STN. Es un barraje o cualquier tramo de una línea de transmisión perteneciente al STN, con tensión igual o superior a 220 kV, al cual se encuentra conectado o proyecta conectarse un generador, un transmisor nacional, un usuario no regulado o un operador de red de STR y/o SDL.

Sistema de transmisión nacional, STN. Es el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Sistema de transmisión regional, STR. Sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un sistema de distribución local.

Sistema de distribución local, SDL. Sistema de transmisión de energía eléctrica compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kV que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.

Sistema interconectado nacional, SIN. Es el sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: Las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución, y las cargas eléctricas de los usuarios.

Transmisor nacional, TN. Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el sistema de transmisión nacional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.

Transmisor regional, TR. Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un sistema de transmisión regional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades.

Unidad constructiva, UC. Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red (bahías de línea, bahías de transformador, bahías y módulos de compensación, etc.), o al transporte (km de línea), o a la transformación de la energía eléctrica.

ART. 2º—Ámbito de aplicación. Esta resolución aplica a todos los agentes económicos que desarrollan la actividad de transmisión nacional y a aquellos que se benefician de sus servicios. Conforme a la ley, la actividad de transmisión de energía eléctrica es un servicio público.

ART. 3º—(Modificado).* Plan de expansión de transmisión de referencia STN. El numeral 7º del código de planeamiento de la expansión del STN (Res. CREG-25/95), quedará así:

“7. Plan de expansión de referencia, STN

Con el fin de compatibilizar criterios, estrategias y metodologías para la expansión del STN, la UPME constituirá un comité asesor de planeamiento de la transmisión en el cual participarán los siguientes agentes:

• Tres (3) representantes de las empresas de generación. Estos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de su capacidad instalada (medida en MW a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). A partir del primero de enero del año 2002, los representantes de las empresas de generación serán reemplazados por tres usuarios, catalogados como grandes consumidores, los cuales se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente en función de su demanda anual de energía (medida en MWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). Si uno o varios usuarios deciden no participar en el comité, el derecho lo adquiere(n) él o los siguientes grandes consumidores. Para estos efectos, antes del 15 de enero de cada año, los comercializadores reportarán a la UPME, el nombre y la demanda de los tres mayores usuarios que hayan atendido en su mercado.

• Tres (3) representantes de las empresas de comercialización. Estos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de la demanda abastecida (medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior).

• Tres (3) representantes de las empresas de transmisión. Estos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de su porcentaje de participación en la propiedad de activos del STN (valorados a “costos unitarios” a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior).

• De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 62 de 2000, el CND será miembro del CAPT con voz pero sin voto. Las empresa s integradas verticalmente, así como las empresas que tengan vinculación económica entre las distintas actividades (generación, transmisión, distribución y comercialización), no podrán tener más de un (1) representante en el comité. Para este efecto se tendrá en cuenta lo dispuesto respecto de las empresas matrices y subordinadas, así como de los grupos empresariales a los que hace referencia el Código de Comercio. De allí que estos criterios deban considerarse para establecer la composición del comité. Si alguno de los usuarios del STN tuviera conocimiento de alguna violación a lo que aquí se dispone, podrá solicitar a la CREG la suspensión de la participación del agente o agentes involucrados en el comité. La CREG solicitará la información que considere pertinente, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994.

La composición del comité asesor de planeamiento de la transmisión será revisada cuando la posición relativa de las empresas experimente cambios objetivos.

Para la preparación del plan de expansión de transmisión preliminar y del plan de expansión de transmisión de referencia los transmisores nacionales, los generadores, los transmisores regionales, los distribuidores locales y los comercializadores, deberán entregar a la UPME la información de planeamiento estándar y la información de planeamiento detallada según la lista de los apéndices I y II. Así mismo, deberán remitir la información correspondiente a las “ampliaciones” requeridas, en los términos en que éstas se entiendan en la reglamentación vigente. Esta información se deberá entregar a más tardar en el mes de marzo de cada año y deberá cubrir un horizonte de por lo menos diez (10) años.

Así mismo para los primeros cinco (5) años del plan de expansión de transmisión, cada transmisor nacional, deberá preparar y remitir para la misma fecha y a la misma entidad, un informe detallado donde se indiquen las oportunidades disponibles para conectarse y usar el sistema, señalando aquellas partes de dicho sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y transporte de cantidades adicionales de potencia.

7.1. Plan de expansión de transmisión preliminar, STN

La UPME elaborará un plan de expansión de transmisión preliminar, utilizando como criterios en su definición, la minimización de los costos de inversión y de los costos operativos y las pérdidas del STN. El plan de expansión de transmisión en todo caso deberá cumplir con las disposiciones que en materia de confiabilidad se encuentren vigentes.

Una vez elaborado el plan de expansión de transmisión preliminar, la UPME lo hará público y lo someterá a consulta del comité asesor de planeamiento de la transmisión, a más tardar en el mes de junio de cada año. Así mismo, la UPME recibirá conceptos sobre el plan de expansión de transmisión preliminar, así como planes de expansión alternativos que sean propuestos por agentes y terceros interesados. El pronunciamiento que se derive de la consulta efectuada al comité asesor de planeamiento de la transmisión deberá producirse antes del 15 de agosto del año respectivo y en todo caso no será obligatorio.

7.2. Plan de expansión de transmisión de referencia, STN

Con base en las observaciones y consideraciones remitidas a la UPME antes del 15 de agosto siguiente, por parte del comité asesor de planeamiento de la transmisión y de los terceros interesados, y tomando nuevamente como criterio la minimización de los costos de inversión y de los costos operativos y las pérdidas del STN, la UPME definirá el plan de expansión de transmisión de referencia, el cual previa aprobación del Ministerio de Minas y Energía, se pondrá a disposición de los transmisores nacionales y de terceros interesados, a más tardar el 15 de octubre del mismo año.

La UPME en caso de no aceptar las recomendaciones del comité asesor de planeamiento de la transmisión, o las recomendaciones efectuadas por terceros, deberá explicar las razones que tuvo para el efecto. Además de explicar a cada proponente las razones que fundamentan el rechazo de sus recomendaciones, los argumentos de la UPME deberán consignarse en documento oficial, que deberá estar disponible para consulta de todos los interesados.

El plan de expansión de transmisión de referencia debe ser flexible en el mediano y largo plazo, de tal forma que se adapte a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales, cumpliendo con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad definidos en este código de planeamiento y en el código de operación. Los proyectos propuestos en este plan deben ser técnica y económicamente factibles y la demanda deberá ser atendida cumpliendo con criterios de uso eficiente de los recursos energéticos. La viabilidad ambiental será aprobada por las autoridades competentes”.

*(Nota: Modificado por la Resolución 85 de 2002 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 4º—(Modificado).* Introducción de elementos de eficiencia en la ejecución del plan de expansión de transmisión de referencia, STN. Para garantizar la ejecución del plan de expansión de transmisión de referencia a mínimo costo, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, elaborará los documentos de selección, para la ejecución de los proyectos del plan de expansión de transmisión de referencia cuya preconstrucción deba iniciarse el siguiente año al de la definición del plan.

No será obligación del Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, incluir las condiciones ambientales del proyecto, las cuales deberán ser evaluadas por los proponentes.

En los documentos de selección se incluirá la información básica de cada proyecto (nivel de tensión, número de circuitos, capacidad de transporte, puntos de conexión, estándares de operación, fecha requerida de puesta en servicio y demás elementos que se consideren convenientes). Igualmente, señalarán que solamente tendrán limitación para participar, quienes se encuentren en las situaciones previstas en el artículo 10 de la presente resolución y que los únicos requisitos para efectuar ofertas serán los de presentar una póliza de seriedad de la oferta y el compromiso, en caso de ser seleccionados, de constituir una póliza de cumplimiento, pólizas que deberán ajustarse a lo dispuesto en el literal b) del presente artículo.

El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, elaborará los documentos de selección y los someterá a consideración del comité asesor de planeamiento de la transmisión de la UPME, del comité de expertos de la CREG y terceros interesados, recibiendo conceptos hasta el 31 de octubre del correspondiente año. Una vez definidos los documentos de selección, e incorporados los comentarios del comité de expertos de la CREG, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, abrirá anualmente un proceso de selección, antes del 31 de diciembre de cada año, con el objeto de que los transmisores nacionales existentes, así como los potenciales, compitan por la construcción, administración, operación y mantenimiento de los proyectos de expansión del STN.

La actuación del Ministerio de Minas y Energía o de la entidad en que éste delegue, no implicará que quienes sean seleccionados actuarán a nombre del Estado y, por lo tanto, a los procesos de selección no aplicará el artículo 10 de la Ley 143 de 1994, sino el artículo 85 de esta ley.

Los propietarios de activos de conexión al STN o los transmisores nacionales cuyos activos tengan relación con los proyectos involucrados en el plan de expansión, deben entregar la información solicitada por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, con el fin de aclarar las condiciones de conexión al STN, y dejar explícita la autorización de los puntos de conexión.

Los requisitos que deberán cumplir las propuestas y los criterios que deben ser tenidos en cuenta tanto para proponer, como para efectuar la selección, se describen a continuación:

a) Propuestas

Los proponentes ofrecerán un ingreso anual esperado, en dólares constantes del 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se efectúe la propuesta, para cada uno de los primeros veinticinco (25) años de entrada en operación del proyecto. Este ingreso deberá reflejar los costos asociados con la preconstrucción (incluyendo diseños, servidumbres, estudios y licencias ambientales) y construcción (incluyendo la interventoría de la obra y las obras que se requieran para la viabilidad ambiental del proyecto), el costo de oportunidad del capital invertido y los gastos de administración, operación y mantenimiento del equipo correspondiente. Adicionalmente, se entiende que el ingreso anual esperado presentado por el proponente, cubrirá toda la estructura de costos y de gastos en que incurra el transmisor nacional seleccionado, en desarrollo de su actividad y en el contexto de las leyes y la reglamentación vigente. Para ofertar se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

I. Las propuestas serán comparadas calculando el valor presente del ingreso anual esperado, para cada uno de los veinticinco (25) primeros años de entrada en operación del proyecto. Estimación que se realizará aplicando la tasa de descuento, aprobada por la CREG y establecida en los documentos de selección correspondientes, en dólares constantes. En los documentos de selección de la respectiva convocatoria, se fijarán los requisitos adicionales, aprobados por la CREG, que debe cumplir el proponente, en lo relacionado con el perfil del flujo de ingresos del proyecto.

II. El ingreso anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, durante los primeros veinticinco (25) años de su puesta en operación, será igual al ingreso anual esperado propuesto. La liquidación y pago mensual del ingreso correspondiente se actualizará anualmente con el producer price index, y se efectuará en pesos colombianos sobre una base mensual calendario, dividiendo por doce (12) dicho ingreso y actualizándolo con la tasa de cambio representativa del mercado del último día hábil del mes a facturar, publicada por el Banco de la República. Para la facturación, liquidación y pago del primer mes de ingresos, se tomará en cuenta el primer mes calendario completo de puesta en servicio. En consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes.

III. El ingreso anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, a partir del año vigésimo sexto (26) de su puesta en servicio, así como el ingreso anual aplicable a los activos existentes, que no hayan sido objeto de convocatorias, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula genérica:

 

donde:

IA: Ingreso anual

CAEA: Costo anual equivalente del activo bruto eléctrico valorado a costo de reposición (aplicando “costos unitarios por unidad constructiva”), incrementado este activo en un porcentaje %ANE reconocido por concepto de activo no eléctrico. Este costo se obtiene de la anualización del valor del costo de reposición del activo bruto, incrementado en el porcentaje %ANE. La anualización se calcula tomando un número de períodos igual a veinticinco (25) y utilizando una tasa de descuento del 9.0% en pesos constantes.

%ANE: 5%. Corresponde al margen por concepto de activo no eléctrico reconocido.

CAET: Costo anual equivalente del terreno. Aplica exclusivamente a las unidades constructivas de subestaciones.

 

VCTu.c: Valor catastral del terreno de la unidad constructiva correspondiente.

ATUCu.c: Área típica de la unidad constructiva correspondiente. Las áreas típicas serán definidas por la CREG en resolución aparte.

%R: 8.5%. Corresponde al valor anual reconocido por concepto de terrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo.

El costo de reposición del activo bruto eléctrico se calcula mediante la expresión:

 

UCu.c: Unidad constructiva del activo bruto.

CUu.c: Costo unitario de cada unidad constructiva.

%AOM: Porcentaje reconocido de gastos de administración, operación y mantenimiento. Estos gastos incluyen el costo de todas las instalaciones y los egresos destinados a la operación, mantenimiento y administración de los activos de transmisión. Así mismo, están incluidos los gastos por concepto de seguros a edificios e instalaciones, los costos de capital de operación y mantenimiento de los vehículos, de los equipos de mantenimiento, de las herramientas y de los instrumentos necesarios para desarrollar las actividades de operación y mantenimiento y los costos y gastos de talleres, oficinas y edificaciones destinadas a la operación y mantenimiento.

El %AOM reconocido es el siguiente:

Año%AOM1%AOM2
20003.00%3.50%
20012.75%3.25%
2002 y posteriores2.50%3.00%

Los “costos unitarios” se calcularán en dólares (US$) por “unidad constructiva”, se expresarán una vez calculados en pesos ($) constantes por “unidad constructiva” y serán adoptados mediante resolución por la CREG. Estos valores serán sujetos de revisión cada cinco (5) años, a partir de su primera adopción oficial.

El IA aplicable en un año dado, se expresará en pesos constantes del 31 de diciembre del año inmediatamente anterior y su valor en términos reales sólo se ajustará cuando se produzcan cambios en los “costos unitarios” vigentes.

Para efectos de la liquidación y pago mensual del ingreso correspondiente, el IA se mensualizará, actualizándolo con el índice de precios al productor total nacional, IPP, a la fecha respectiva.

IV. Interconexión eléctrica S.A. ESP deberá efectuar una propuesta para cada uno de los proyectos definidos en las convocatorias, en cumplimiento del artículo 32 de la Ley 143 de 1994.

V. Para efectos de lo establecido en la Resolución CREG-61 de 2000, los propietarios de los proyectos adjudicados mediante convocatorias públicas, deberán reportar al LAC cada una de las unidades constructivas que componen el proyecto, con anterioridad a la puesta en operación comercial de dichas unidades constructivas;

b) Selección

Todos los proponentes efectuarán su oferta en sobre cerrado. La selección se hará exclusivamente con el criterio de escoger la propuesta con el menor valor presente de los ingresos anuales esperados durante los primeros veinticinco (25) años de operación del proyecto, estimación que se realizará aplicando la tasa de descuento establecida en los documentos de selección correspondientes, en dólares constantes. El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, deberá publicar por lo menos cinco (5) días hábiles previos a la selección, la lista de todas las ofertas, indicando cuáles no podrán ser seleccionadas. Para la no selección prodrán invocarse exclusivamente las siguientes causas:

• El o los proponentes contravienen lo dispuesto en el artículo 10 de la presente resolución.

• El o los proponentes no presentaron la póliza de seriedad, o no manifestaron el compromiso de constituir la póliza de cumplimiento, pólizas estas exigidas en la presente resolución.

• La propuesta técnica de él o los proponentes no corresponde al proyecto objeto de la convocatoria.

• El o los proponentes no presentaron un cronograma para el desarrollo del proyecto.

• Él o los proponentes, no manifestaron el compromiso de cumplir con el reglamento de operación y la reglamentación que expida la CREG.

La selección se efectuará en audiencia pública; los proponentes deberán manifestar por escrito las observaciones que tengan a la calificación dos (2) días antes a la realización de la audiencia pública. El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue podrá suspender y/o posponer la audiencia cuando así lo considere necesario por una sola vez.

Como requisito para ser sujetos de calificación, los proponentes deberán adjuntar a la propuesta económica una póliza de seriedad expedida por una entidad debidamente acreditada para el efecto, de acuerdo con la legislación colombiana, la cual deberá cubrir como mínimo el 5% del valor del proyecto, valorado con los costos unitarios de las unidades constructivas que hayan sido aprobados por la CREG. La póliza, otorgada a favor del Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada por éste para tal fin, deberá tener una vigencia mínima de sesenta (60) días posteriores a la presentación de la propuesta. En caso de requerirse, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, podrá solicitar la prórroga de la vigencia de la póliza hasta por treinta (30) días más.

La propuesta técnica deberá cumplir con l os requisitos exigidos en los documentos de selección, y deberá contener un cronograma de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto respectivo.

El procedimiento a seguir y los requisitos a cumplir, una vez se efectúe la selección se describen a continuación:

I. (Modificado).* El proponente que se gane la convocatoria deberá constituirse en Empresa de Servicios Públicos, en el caso de que aún no lo sea (transmisor nacional ESP). En los estatutos de constitución de dicha empresa se deberá estipular que la misma tendrá una vigencia mínima de veintiséis (26) años.

(Nota: Modificado por la Resolución 105 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase Resolución 105 de 2006 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 93 de 2007 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

II. El proponente seleccionado deberá otorgar a favor del Ministerio de Minas y Energía o de la entidad delegada por éste para tal fin, una póliza de cumplimiento expedida por una entidad financiera debidamente acreditada para el efecto de acuerdo con la legislación colombiana, que cubra el 10% del valor del proyecto, valorado con los costos unitarios de las unidades constructivas que hayan sido aprobados por la CREG. La póliza deberá mantenerse vigente hasta la fecha de puesta en servicio del respectivo proyecto y tres meses más . El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, podrá hacer efectiva la póliza de cumplimiento, por abandono, retiro o por el incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos, de acuerdo con el informe del interventor. Igualmente, si a la fecha establecida para la puesta en operación del proyecto, éste no ha entrado en operación, el emisor de la garantía girará mes a mes al administrador del sistema de intercambios comerciales (ASIC), durante el período de vigencia del incumplimiento, las cifras que éste determine como valoración de las generaciones fuera de mérito causadas por el atraso, incluso hasta agotar el monto de la garantía. Agotada la garantía, al transmisor nacional respectivo se le seguirá asignando el costo de las generaciones fuera de mérito hasta tanto entre el proyecto en operación. La fecha de puesta en operación del proyecto es la establecida por la UPME en los documentos de selección. Esta fecha podrá ser modificada durante el período que transcurre desde el momento en que se oficializan los ingresos anuales esperados del proponente seleccionado y la fecha oficial establecida en los documentos de selección, mediante una resolución de la CREG, cuando ocurran atrasos por fuerza mayor, por alteración del orden público acreditada con pruebas provenientes de la autoridad nacional competente, o por demoras en la expedición de la licencia ambiental originadas en hechos fuera del control del proponente seleccionado y de su debida diligencia, los cuales deben ser sustentados y comprobados debidamente. Cuando la CREG modifique la fecha, el proponente deberá actualizar la póliza de cumplimiento por un período igual al tiempo desplazado. En este caso se sigue aplicando la norma establecida en el presente numeral. La CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar, en caso de abandono, retiro o por el incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos, de acuerdo con el informe del interventor.

III. (Modificado).* El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue solicitará a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, la expedición de una resolución que oficialice los ingresos anuales esperados con los cuales se hubiere seleccionado el proponente en el respectivo proceso de selección. La CREG podrá exigir copia auténtica de la póliza a la que se hace mención en el numeral anterior, para expedir la resolución correspondiente, y cualquier otro documento que considere conveniente.

Las fechas oficiales correspondientes a los ingresos anuales esperados en la resolución que expida la CREG, podrán ser modificadas mediante una nueva resolución, a solicitud del proponente, cuando el proyecto entre en operación antes de la fecha prevista en los documentos de selección.

(Nota: Modificado por la Resolucion 105 de 2003 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

(Nota: Modificado por la Resolución 105 de 2006 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Véase Resolución 105 de 2006 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 93 de 2007 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

IV. (Modificado).* El comité asesor de planeamiento de la transmisión seleccionará el interventor entre las firmas que cumplan con los requisitos señalados en los documentos de selección, y que hayan manifestado su interés en participar comprando los términos de referencia que para tal fin elabore la UPME. El interventor seleccionado no podrá tener vinculación económica con el proponente seleccionado.

El costo de esta interventoría será pagado por el proponente seleccionado para el proyecto. Para este fin, el proponente deberá contratar una fiducia con una empresa debidamente autorizada por la Superintendencia Bancaria, para que ésta realice los pagos al interventor, de acuerdo con los requisitos establecidos en los documentos de selección. El interventor durante la ejecución del proyecto, deberá certificar que el proyecto cumple con el cronograma, así como con los requisitos técnicos y la normatividad vigente.

El proceso de selección podrá resultar en la no selección de ninguno de los proponentes, cuando los mismos no cumplan con los requisitos especificados en el presente artículo, cuando no se presenten proponentes, o por razones de inconveniencia debidamente en cualquier caso el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue deberá reiniciar el proceso de convocatoria.

Cuando en un proceso de selección solamente resulte un único proponente, ya sea por ser el único que cumple con los requisitos exigidos o por ser el único que se presente, la selección estará sujeta a la aprobación de la CREG. Si a criterio de la CREG la propuesta no es conveniente, el proceso de convocatoria para la ejecución del proyecto correspondiente se reiniciará nuevamente.

PAR. 1º—Cuando se trate de obras relacionadas con solicitudes de conexión de usuarios del STN que ingresarán al sistema y que no estén previstas dentro del plan de expansión de referencia, si la respectiva solicitud cumple con la reglamentación vigente, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue elaborará tan pronto como sea posible, los documentos de selección para la ejecución de las obras necesarias adicionales a los activos de conexión al STN y la apertura de la respectiva convocatoria, sin que requiera para ello concepto del comité asesor de planeamiento, aún cuando dicho comité debe ser informado. La CREG establecerá en una resolución aparte, las reglas aplicables a los generadores, cuando éstos deban pagar parte de los refuerzos requeridos en el sistema, debido a la capacidad (MW) que piensan instalar.

PAR. 2º—Lo dispuesto en el numeral IV del literal a) del presente artículo, respecto de interconexión eléctrica S.A. ESP, se entenderá vigente en la medida que tal entidad permanezca como empresa de servicios públicos mixta u oficial.

PAR. 3º—No corresponderá a la CREG evaluar las razones que el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue exponga, para declarar desierta una convocatoria.

PAR. 4º—Para desarrollar los procedimientos establecidos en la presente resolución, se resumen a continuación los plazos establecidos en los artículos 3º y 4º de la presente resolución:

• Entrega de información estándar para la preparación del plan de expansión de transmisión (a más tardar en el mes de marzo de cada año).

• Elaboración del plan de expansión de transmisión preliminar y puesta a consideración de los interesados (a más tardar en el mes de junio de cada año).

• Pronunciamiento de los interesados sobre el plan de expansión de transmisión preliminar (antes del 15 de agosto de cada año).

• Elaboración del plan de expansión de transmisión de referencia y puesta a disposición de los interesados (a más tardar el 15 de octubre de cada año).

• Elaboración de los documentos de selección y puesta a consideración de los terceros interesados, recibiendo los conceptos respectivos (hasta el 31 de octubre de cada año).

• Apertura anual de convocatorias públicas (antes del 31 de diciembre de cada año).

PAR. 5º—Las pólizas de seriedad y de cumplimiento a que hace referencia la presente resolución, se otorgarán en pesos colombianos calculados con la tasa de cambio representativa del mercado publicada por el Banco de la República del 31 de diciembre del año inmediatamente anterior al año en el cual se efectúe la propuesta.

La póliza de cumplimiento se actualizará semestralmente con el índice de precios al consumidor, IPC, emitido por la autoridad competente.

PAR. 6º—La UPME dará a conocer el costo de la interventoría y su forma de pago, con al menos un (1) mes de anticipación a la fecha de cierre prevista para recibir las ofertas de quienes participan en las convocatorias públicas, con el objeto de que éstos incluyan dicho costo dentro de sus ofertas.

(Nota: Modificado por la Resolucion 105 de 2003 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

(Nota: Modificado por la Resolución 85 de 2002 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 105 de 2006 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 93 de 2007 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 5º—(Modificado).* Reposición de activos del STN que se encuentren en servicio. Los proyectos consistentes en la reposición de “unidades constructivas” del STN que se encuentren en operación, deben ser desarrollados por los propietarios de las mismas. En caso de que el propietario no ejecute la reposición requerida, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, abrirá una convocatoria para su ejecución, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el artículo anterior.

PAR.—Frente a los activos que existieren en el momento de efectuar una convocatoria para la ejecución de una reposición, la CREG hará uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.

*(Nota: Modificado por la Resolución 85 de 2002 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 6º—(Modificado).* Ampliaciones de las instalaciones del STN que se encuentren en servicio. Los proyectos consistentes en la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación (montaje de nuevos circuitos sobre estructuras existentes o cambio en la configuración de subestaciones existentes), harán parte del plan de expansión de transmisión de referencia de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 3º de la presente resolución y en esta medida su ejecución podrá ser objetada. De ser incluida la respectiva ampliación en el plan de expansión de transmisión de referencia, será desarrollada por el propietario del activo correspondiente. En caso de que el propietario no desee desarrollar el proyecto, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, abrirá una convocatoria para su ejecución, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el artículo 4º de la presente resolución.

PAR. 1º—Para la remuneración de los activos asociados con la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación y que hayan sido ejecutadas por el respectivo propietario, dichos activos podrán ser reclasificados según las “unidades constructivas” que se hayan definido, cuando éste fuere el caso. Para su remuneración se aplica la metodología descrita en el numeral III del literal a) del artículo 4º de la presente resolución.

PAR. 2º—Para la remuneración de los activos asociados con la ampliación de las instalaciones del STN que se encuentren en operación y que hayan sido ejecutadas por un tercero, mediante el proceso de convocatorias establecido en la presente resolución, su remuneración se efectuará de acuerdo con lo previsto en el numeral II del literal a) del artículo 4º de la presente resolución. Cumplidos veinticinco (25) años de puesta en servicio de la respectiva ampliación, el activo se clasificará en la respectiva unidad constructiva, remunerándose de acuerdo con la metodología descrita en el numeral III del literal a) del artículo 4º de la presente resolución.

PAR. 3º—Cada unidad constructiva estará representada ante el liquidador y administrador de cuentas del STN-LAC por un transmisor nacional, al cual el LAC le facturará el ingreso correspondiente. En el caso de que exista multipropiedad al interior de una unidad constructiva, los copropietarios deberán acordar la distribución de dicho ingreso.

(Nota: Modificado por la Resolución 85 de 2002 artículo 4º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

(Nota: Modificado por la Resolución 120 de 2003 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

*(Nota: Modificado por la Resolución 147 de 2011 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

PAR. 6º—(Nota: Adicionado por la Resolución 64 de 2013 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 7º—Activos a los que se les aplicará la fórmula de ingresos regulados. Para establecer los ingresos por concepto de uso del STN, se tendrán en cuenta los activos componentes de dicho sistema, que cumplan con los siguientes requisitos y lineamientos:

a) Activos que se encontraban en operación o en etapa de preconstrucción o construcción a 30 de marzo de 1999, fecha en la cual se efectuó la primera convocatoria;

b) Activos construidos con posterioridad al 30 de marzo de 1999, cuya ejecución haya tenido su origen en el plan de expansión de transmisión de referencia y hayan sido seleccionados en desarrollo del proceso de convocatorias;

c) Activos construidos con posterioridad al 30 de marzo de 1999, cuya ejecución haya tenido su origen en solicitudes de conexión por parte de nuevos usuarios y que hayan sido seleccionados en desarrollo del proceso de convocatorias, y

d) Activos que se hayan construido inicialmente como activos de conexión al STN de un generador o un usuario, pero que se hayan convertido en activos de uso del STN.

PAR.—Una vez hayan cumplido veinticinco (25) años de puesta en servicio, los activos que se encuentren operativos, pero que salgan de uso de manera permanente, dejarán de percibir remuneración. A tal efecto, la UPME mantendrá un inventario de activos del STN. La UPME previamente definirá el concepto de “elementos activos”.

ART. 8º—Pérdidas en el sistema de transmisión nacional. Las pérdidas en el sistema de transmisión nacional, se asignarán de acuerdo con lo establecido en el artículo 1º de la Resolución CREG-39 de 1999.

La norma general relacionada con las pérdidas de energía para los proyectos futuros del plan de expansión del STN será la establecida en el segundo inciso del numeral 2.2 conductores de fase, del Anexo CC1, de la Resolución CREG-25 de 1995, modificado por la Resolución CREG-98 de 2000, o en aquellas normas que la modifiquen o sustituyan.

ART. 9º—Distribución de los ingresos regulados entre los transmisores nacionales. El pago de los ingresos de cada transmisor nacional por concepto del uso de sus activos, se ajustará a las disposiciones contenidas en la presente resolución y en la Resolución CREG-12 de 1995 y demás normas que la modifiquen o complementen.

ART. 10.—(Modificado).* En ejercicio de las facultades legales de la CREG y como mecanismo para prevenir el abuso de posición dominante de las empresas, y para evitar la concentración de la propiedad accionaria de las mismas, establece las siguientes reglas para la participación en la actividad de transmisión nacional que se determina en la presente resolución:

a) (Modificado).* Las empresas constituidas como ESP que deseen participar en los procesos de selección aquí regulados, deberán tener como objeto exclusivo la actividad de transmisión nacional en lo relacionado con el sector eléctrico. Así mismo, un proponente que sin ser ESP se gane la convocatoria, deberá constituirse como tal, con objeto exclusivo en transmisión nacional en lo relacionado con el sector eléctrico;

*(Nota: El presente literal a) fue modificado por la Resolución 62 de 2003 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

(Nota: Véase Resolución 8 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

b) A partir de la vigencia de la presente resolución Interconexión Eléctrica S.A. ESP, solamente podrá incrementar su participación en la actividad de transmisión cuando sea seleccionada en los procesos de selección a los que hace referencia la presente resolución. En ningún caso podrá adquirir participación societaria o accionaria, ni incrementar la que tuviere en empresas de transmisión nacional existentes o futuras. Así como tampoco, adquirir activos de transmisión de otras empresas que resulten seleccionadas en los procesos de selección a los cuales hace referencia la presente resolución;

c) Los generadores, distribuidores y comercializadores, o las empresas integradas verticalmente que desarrollen de manera conjunta más de una de estas actividades, no podrán tener acciones, cuotas o partes de interés social que representen más del quince por ciento (15%) del capital social de una empresa de transmisión nacional existente o futura, ni podrán con respecto a esa empresa, tener posición de controlada y/o controlante;

d) No podrán tener vinculación económica entre sí, los proponentes que participen en un mismo proceso de selección, y

e) En un mismo proceso de selección, una persona no podrá participar bajo distintos esquemas contractuales en más de una propuesta.

Para estos efectos se aplicarán los conceptos de grupo empresarial, matriz y subordinada contenidos en el Código de Comercio. En este sentido, se entenderá que existe vinculación económica cuando se supere el 25% del capital accionario o cuando se tenga el control de la empresa. La CREG utilizará el concepto de beneficiario real del que habla el artículo 37 de la Ley 142 de 1994, y la normatividad que pueda aplicarse para el efecto.

La CREG podrá pronunciarse sobre aquellas transacciones que impliquen el traspaso de control o de propiedad, que afecten de alguna manera lo dispuesto en el presente artículo, lo cual será tenido en cuenta por el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue para realizar el respectivo proceso de selección. La CREG buscará en todo momento que los procesos de selección se realicen con la mayor transparencia posible mediante el cumplimiento del presente artículo. Para estos efectos podrá solicitar la información que estime conveniente.

PAR. 1º—Lo dispuesto en este artículo no implica impedimento alguno para que la CREG ejerza sus facultades legales para impedir los abusos de posición dominante, la regulación de la posición dominante de hecho, o la promoción de la competencia.

PAR. 2º—La CREG solicitará a las empresas del sector toda la información que requiera para determinar la posición de una empresa o persona dentro del mercado.

*(Nota: Modificado por la Resolución 1 de 2006 artículo 8º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)

ART. 11.—Vigencia de la presente resolución. La presente resolución modifica en lo pertinente, e incorpora las disposiciones establecidas en las Resolución CREG-51 de 1998, modificada por las resoluciones, CREG-4 y CREG-45 de 1999, y rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 20 de febrero de 2001.

(Nota: Modificada en lo pertienen por la Resolución 93 de 2001 artículo 2º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

(Nota: Véase la Resolución 93 de 2007 artículo 4° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)