RESOLUCION 22 de 2001

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,

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 preservarlas 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-001 de 1994 en su artículo 8°, 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 3° 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 3° 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-004 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-051 de 1998;

Que la Comisión, mediante Resolución CREG-026 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-039 de 1999, artículo 2°, 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-045 de 1999, aclaró y/o modificó algunas de las normas establecidas en la Resolución CREG-004 de 1999;

Que la Comisión, mediante Resolución CREG-061 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 número 140 del 18 de diciembre de 2000, acordó expedir la presente Resolución,

RESUELVE:

Artículo 1°.

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). Indice 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 yo 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 yo 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.

Artículo 2°.

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.

Artículo 3°.

Plan de Expansión de Transmisión de Referencia STN. El numeral 7 del Código de Planeamiento de la Expansión del STN (Resolución CREG-025 de1995), quedará así:

"
7. PLAN DE EXPANSION 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) el 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 número 062 de 2000, el CND será miembro del CAPT con voz pero sin voto.

Las empresas 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 suspensción de la participación de la gente 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 dela 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".

TEXTO CORRESPONDIENTE A Modificado Artículo 1 RESOLUCION 85 de 2002 Afecta la vigencia de: Modifica (numeral 7. ) anexo_2 RESOLUCION 25 de 1995

Artículo 4°.

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 de le quipo 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 depuesta 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 aplicarla 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.

VCT u.c Valor Catastral del Terreno de la Unidad Constructiva correspondiente.

ATUC u.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:

UC u.c Unidad Constructiva del Activo Bruto.

CU u.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 %AOM %AOM 2000 3.00% 3.50% 2001 2.75% 3.25% 2002 y posteriores 2.50% 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 solo 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) la fecha respectiva.

IV. Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. 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-061 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 podrán 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;

- El 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 dela 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 adjuntara 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 delas 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 solicitarla prórroga de la vigencia de la póliza hasta por treinta (30) días más.

La propuesta técnica deberá cumplir con los requisitos exigidos en los Documentos de Selección, y deberá contener un cronograma de desarrollo de la etapa deconstrucción del proyecto respectivo.

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

I. 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 E.S.P). En los estatutos de constitución de dicha empresa se deberá estipular que la misma tendrá una vigencia mínima de veintiséis (26) años.

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 delas 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, este 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 este 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 seguirán 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 periodo 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. 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.

IV. 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 esta 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.

Parágrafo 1°.
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, aun 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.

Parágrafo 2°.
Lo dispuesto en el numeral IV del literal a) del presente artículo, respecto de Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P., se entenderá vigente en la medida que tal entidad permanezca como empresa de servicios públicos mixta u oficial.

Parágrafo 3°.
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.

Parágrafo 4°.
Para desarrollar los procedimientos establecidos en la presente Resolución, se resumen a continuación los plazos establecidos en los artículos 3° y 4° 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).

Parágrafo 5°.
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.

Parágrafo 6°.
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 recibirlas ofertas de quienes participan en las Convocatorias Públicas, con el objeto de que éstos incluyan dicho costo dentro de sus ofertas.

TEXTO CORRESPONDIENTE A Modificado Artículo 2 RESOLUCION 85 de 2002 Modificado parcialmente (literal b) numeral i ) Artículo 1 RESOLUCION 93 de 2007 Modificado parcialmente (literal b) numeral iii ) Artículo 2 RESOLUCION 93 de 2007 Modificado parcialmente (literal b) numeral iv ) Artículo 3 RESOLUCION 93 de 2007 Modificado parcialmente (literal b) aparte iii ) Artículo 1 RESOLUCION 105 de 2003 Modificado parcialmente (literal b) aparte iv ) Artículo 2 RESOLUCION 105 de 2003 Modificado parcialmente (l literal b) ) Artículo 1 RESOLUCION 105 de 2006 Modificado parcialmente (literal b aparte iii ) Artículo 2 RESOLUCION 105 de 2006 Modificado parcialmente (literal b) aparte iv ) Artículo 3 RESOLUCION 105 de 2006

Artículo 5°.

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.

Parágrafo. 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 imponerlas servidumbres a que hubiere lugar.

TEXTO CORRESPONDIENTE A Modificado Artículo 3 RESOLUCION 85 de 2002

Artículo 6°.

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 3° 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 4° de la presente Resolución.

Parágrafo 1°.
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 4° de la presente Resolución.

Parágrafo 2°.
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 4° 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 4° de la presente Resolución.

Parágrafo 3°.
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 una Unidad Constructiva, los copropietarios deberán acordar la distribución de dicho Ingreso.

TEXTO CORRESPONDIENTE A Modificado Artículo 4 RESOLUCION 85 de 2002 Modificado Artículo 1 RESOLUCION 120 de 2003 Modificado Artículo 1 RESOLUCION 147 de 2011

Artículo 7°.

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; 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.

Parágrafo.
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".

Artículo 8°.

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 1° de la Resolución CREG-039 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-025 de 1995, modificado por la Resolución CREG-098 de 2000, o en aquellas normas que la modifique no sustituyan.

Artículo 9°.

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-012 de 1995 y demás normas que la modifiquen o complementen.

Artículo 10.

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) Las empresas constituidas como E.S.P. 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 E.S.P se gane la convocatoria, deberá constituirse como tal, con objeto exclusivo en Transmisión Nacional en lo relacionado con el sector eléctrico; b) A partir de la vigencia de la presente Resolución Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. 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; 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 dela 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 este 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.

Parágrafo 1°.
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.

Parágrafo 2°.
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.

Artículo 11.

Vigencia de la presente Resolución. La presente Resolución modifica en lo pertinente, e incorpora las disposiciones establecidas en las Resolución CREG 051 de 1998, modificada por las Resoluciones, CREG-004 y CREG-045 de 1999, y rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

Afecta la vigencia de: Incorpora RESOLUCION 51 de 1998 Modifica en lo pertinente RESOLUCION 51 de 1998 Publíquese y cúmplase.

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

El Presidente, Carlos Caballero Argáez, Ministro de Minas y Energía.

La Directora Ejecutiva, Carmenza Chahín Alvarez.

(C.F.)

ANEXO 1 DE LA RESOLUCION CREG 022 DE 2001 GARANTIAS PARA CUBRIR EL CUMPLIMIENTO DE OBLIGACIONES ASOCIADAS A LOS PROYECTOS DE EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL (STN)

Los usuarios, dentro de los cuales se incluyen los usuarios finales del servicio de energía eléctrica, los Operadores de Red y los Generadores, que requieran proyectos de expansión para conectarse al Sistema de Transmisión Nacional, así como los inversionistas seleccionados para ejecutar proyectos de expansión en dicho Sistema, deberán otorgar las garantías que aquí se regulan.

1. Aprobación de las garantías

Las garantías para cubrir el cumplimiento de obligaciones asociadas a los proyectos de expansión del Sistema de Transmisión Nacional deberán presentarse al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), para su aprobación, antes de ser entregadas a la entidad que adelanta la convocatoria.

El ASIC tendrá un plazo de tres (3) días hábiles, contados desde la fecha de recibo de la garantía, para pronunciarse sobre su aprobación.

2. Administración de las garantías

El ASIC será el encargado de la custodia y administración de las garantías exigidas para cubrir el cumplimiento de obligaciones asociadas a los proyectos de expansión del Sistema de Transmisión Nacional. Igualmente, el ASIC será el encargado de la ejecución de estas garantías ante la ocurrencia de cualquiera de los eventos de incumplimiento definidos en este Anexo.

Para estos fines, la entidad que adelante el respectivo proceso de convocatoria deberá enviar al ASIC dichas garantías al momento de solicitar a la CREG la oficialización del ingreso del Transmisor.

3. Criterios de las garantías

Las garantías o pólizas requeridas en los numerales I y III del literal b) del artículo 4° de esta resolución, deberán cumplir con los siguientes criterios: a) Que sean otorgadas de manera incondicional e irrevocable a favor del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, o quien realice sus funciones; b) Que otorguen al ASIC la preferencia para obtener de manera inmediata, incondicional, a primer requerimiento el pago de la obligación garantizada; c) Que sean líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas; d) Que la entidad otorgante cuente con una calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo o de fortaleza patrimonial de al menos grado de inversión por parte de una Agencia Calificadora de Riesgos vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia; e) Que la entidad otorgante, renuncie a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo, para el pago de la obligación garantizada; f) Que tengan un valor calculado en moneda nacional y sean exigibles de acuerdo con la ley Colombiana; g) Que el valor pagado por la entidad otorgante sea igual al valor total de la cobertura, es decir, el valor pagado debe ser neto, libre de cualquier tipo de deducción o retención por parte de la entidad otorgante.

4. Garantía para la solicitud de construcción de proyectos de expansión en el STN necesarios para la conexión de un usuario

El usuario que requiera obras de expansión del STN para conectarse a este Sistema, deberá entregar a la entidad que vaya a adelantar el respectivo proceso de convocatoria, con anterioridad al inicio de dicho proceso, una garantía que, además de sujetarse a lo establecido en los numerales 1, 2, 3 y 6 de este Anexo, reúna las siguientes características:

4.1. Información expresa que debe incluir la garantía Además de la indicación expresa de las obligaciones garantizadas y el monto de la garantía, en el texto de la garantía deberá quedar explícita, como mínimo, la siguiente información: a) Para el caso de conexión de nuevas cargas: la fecha de conexión de la nueva carga y la proyección mensual de demanda del nuevo proyecto para el primer año, que deben corresponder a la fecha y proyección entregadas por el usuario a la UPME para el estudio de conexión; b) Para el caso de los generadores: i) Fecha de entrada en operación comercial de la primera unidad del proyecto de generación y la capacidad de esta unidad; ii) Fecha en la que el generador requiere la entrada en operación del proyecto de transmisión, y iii) Fecha de entrada en operación comercial del total de la generación para la cual se le asignó la capacidad de transporte.

Las fechas indicadas en este numeral deberán corresponder al último día calendario de un determinado mes y año.

4.2. Determinación de la Fecha de Entrada en operación del Proyecto de Transmisión La Fecha de Entrada en Operación del Proyecto de Transmisión deberá corresponder a la establecida en los Documentos de Selección, para cuya determinación se deberá tener en cuenta lo siguiente: a) Para el caso de conexión de nuevas cargas deberá ser igual a la fecha informada por el usuario que se va a conectar; b) Para el caso de conexión de plantas o unidades de generación, será la correspondiente a tres (3) meses antes de la fecha informada por el generador para la entrada en operación comercial de la primera unidad del proyecto de generación. Durante este plazo se ejecutarán las pruebas requeridas para la conexión de los equipos de generación al Sistema Interconectado Nacional. En los citados documentos se podrá prever un número mayor de meses, siempre y cuando sea solicitado por el generador y este se comprometa a pagar la facturación del ASIC prevista en el numeral 4.7 de este Anexo.

4.3. Obligaciones a garantizar y cumplimiento de las mismas Las siguientes son las obligaciones asociadas a la solicitud de construcción de proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional para la conexión de nuevas cargas o de plantas o unidades de generación, que el usuario deberá garantizar mediante cualquier garantía que reúna las condiciones establecidas en este Anexo:

4.3.1. En los casos de conexión de nuevas cargas a) Conectar y poner en operación la nueva carga en la fecha previamente definida por el solicitante.

Esta obligación se entenderá cumplida con la certificación que emita el transmisor que tiene a su cargo el respectivo proyecto de expansión del STN, en la que haga constar que la respectiva carga se conectó y puso en operación satisfactoriamente; b) Tomar energía del sistema, durante los primeros diez (10) meses, en un valor igual o superior al 90% de la demanda de energía que el usuario proyectó consumir durante este mismo plazo, de acuerdo con la información entregada a la UPME para el estudio de conexión.

Esta obligación se entenderá cumplida con la liquidación de los consumos que efectúe el ASIC en la respectiva frontera comercial del usuario, en la que se determine que durante los primeros diez meses dicho usuario tomó energía en un valor igual o superior al 90% de la demanda de energía que se proyectó atender durante ese mismo periodo, con la información señalada; c) Actualizar la garantía, el valor de la cobertura o prorrogar su vigencia, en los términos establecidos en esta resolución.

Esta obligación se entenderá cumplida con la aprobación por parte del ASIC, de la garantía actualizada o prorrogada.

4.3.2. En los casos de conexión de generadores a) Poner en operación comercial la primera unidad de generación con al menos el 90% de la capacidad, en la fecha previamente definida por el solicitante.

Esta obligación se entenderá cumplida con el informe que emita el Centro Nacional de Despacho en el que dé cuenta de la entrada en operación comercial de la primera unidad de generación con al menos el 90% de la capacidad, en la fecha prevista por el solicitante; b) Poner en operación comercial al menos el 90% de la capacidad total de generación para la cual se asignó la capacidad de transporte, en la fecha previamente definida por el solicitante.

Esta obligación se entenderá cumplida con el informe que emita el Centro Nacional de Despacho en el que dé cuenta de la entrada en operación comercial de al menos el 90% de la capacidad total de generación para la cual se asignó la capacidad de transporte, en la fecha previamente definida por el solicitante; c) Actualizar la garantía, el valor de la cobertura o prorrogar su vigencia, en los términos establecidos en esta resolución.

Esta obligación se entenderá cumplida con la aprobación por parte del ASIC, de la garantía actualizada o prorrogada.

4.4. Eventos de incumplimiento Constituyen eventos de incumplimiento cualquiera de los siguientes:

4.4.1. En los casos de conexión de nuevas cargas a) El vencimiento de la fecha prevista para conectar y poner en operación la nueva carga sin que la conexión y puesta en operación se hayan producido, salvo que antes de esta fecha: i) El usuario haya prorrogado la vigencia de la garantía; ii) El Operador de Red o el Comercializador que represente al usuario final haya informado al ASIC la nueva fecha prevista para la conexión, y iii) El Operador de Red o el Comercializador que represente al usuario final se haya comprometido a pagar incondicionalmente lo que le facture el ASIC, de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.7 de este Anexo.

La fecha prevista para conectar y poner en operación la carga se podrá prorrogar solamente por una vez. Vencida la nueva fecha sin que se haya producido la conexión y puesta en operación se ejecutará la garantía; b) Si habiendo cumplido con la fecha prevista para la conexión y puesta en operación, la energía tomada del sistema por el usuario a través de la nueva carga, durante los primeros diez (10) meses, es inferior al 90% de la demanda de energía que se proyectó atender durante este mismo período; c) No actualizar la garantía, el valor de la cobertura o no prorrogar su vigencia, en los términos establecidos en esta resolución.

4.4.2. En los casos de conexión de generadores a) El vencimiento de la fecha de entrada en operación comercial de la primera unidad de generación sin que el generador haya puesto en operación comercial al menos el 90% de la capacidad de dicha unidad de generación, salvo que antes de esta fecha el generador: i) Se encuentre inscrito en el mercado de energía mayorista; ii) Haya informado al ASIC la nueva fecha prevista para la conexión, y iii) Se haya comprometido incondicionalmente a pagar lo que le facture el ASIC de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.7 de este Anexo.

La fecha prevista para la entrada en operación comercial de la primera unidad de generación se podrá prorrogar solamente por una vez. Vencida la nueva fecha sin que se haya producido la entrada en operación comercial de la primera unidad se ejecutará la garantía; b) El vencimiento de la fecha de entrada en operación comercial sin que el generador haya puesto en operación comercial al menos el 90% de la capacidad total de generación para la cual se asignó la capacidad de transporte, salvo que antes de esta fecha el generador: i) Haya prorrogado la vigencia de la garantía; ii) Haya informado al ASIC la nueva fecha prevista para la conexión, y iii) Se haya comprometido incondicionalmente a pagar lo que le facture el ASIC de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.7 de este Anexo.

La fecha prevista para la entrada en operación comercial de la capacidad total de generación se podrá prorrogar solamente por una vez. Vencida la nueva fecha sin que se haya producido la entrada en operación comercial de la capacidad total de generación para la cual se asignó la capacidad de transporte se ejecutará la garantía; c) No actualizar la garantía, el valor de la cobertura o no prorrogar su vigencia, en los términos establecidos en esta resolución.

4.5. Valor de cobertura de la garantía La garantía que debe constituir el usuario solicitante de la conexión se otorgará por un monto igual al 40% del costo del proyecto de expansión, calculado con el valor de las Unidades Constructivas que lo conforman o de las que le sean asimilables.

Cuando los componentes del proyecto no estén todos definidos como unidades constructivas, la UPME podrá estimar un valor para ellos, con el propósito de calcular el costo total del proyecto.

El monto de la cobertura de la garantía se calculará con base en el valor, en pesos colombianos, con el que se estén valorando las Unidades Constructivas, a la fecha en que se constituya la garantía, y se actualizará cada doce meses con la misma variación que se presente en el valor de dichas unidades.

Cuando entren en operación comercial unidades de generación, el generador podrá presentar al ASIC una reducción del valor de la cobertura de la garantía, en una proporción igual a la que equivale la capacidad que haya entrado en operación, frente a la capacidad total de generación para la cual se asignó la capacidad de transporte.

4.6. Vigencia de la garantía Las garantías se deberán mantener vigentes desde la fecha de su presentación hasta la fecha de entrada en operación del proyecto de transmisión más doce (12) meses, para el caso de conexión de nuevas cargas; y hasta dos (2) meses después de la fecha informada por el generador para la entrada en operación comercial del total de la generación a la que se le asignó la capacidad de transporte, para el caso de los generadores.

Se entenderá que se cumple con la obligación de mantener vigente la garantía, cuando esta se presente por la totalidad de la vigencia indicada en este numeral o con una vigencia inicial de un (1) año y se prorrogue conforme al requerimiento de vigencia establecido, por períodos mayores o iguales a un año, con al menos quince (15) días hábiles de anterioridad a la fecha de vencimiento de la garantía vigente.

La vigencia de la garantía deberá prorrogarse si la fecha de entrada en operación del proyecto de transmisión se cambia de acuerdo con lo previsto en esta resolución. También deberá prorrogarse la vigencia cuando la conexión de la carga o del total de la generación, según sea el caso, no vaya a entrar en la fecha prevista, siempre y cuando quien se va a conectar al STN informe de esta situación al ASIC y se comprometa a pagar lo que le facture el ASIC.

4.7. Facturación del ASIC a) Si el usuario no conecta o no pone en operación la nueva carga en la fecha prevista, el ASIC facturará mensualmente al usuario o a quien lo represente, durante los meses de atraso de la conexión, un valor equivalente al ingreso esperado del Transmisor liquidado por el LAC; b) Durante los meses posteriores a los establecidos para el período de pruebas, definido de acuerdo con el numeral 4.2 de este Anexo, el ASIC facturará mensualmente al generador un valor igual al que liquide el LAC como ingreso esperado del Transmisor, hasta el mes en que entre en operación comercial al menos el 90% de la capacidad de la primera unidad de generación; c) Cuando en la fecha prevista, no entre en operación comercial al menos el 90% de la capacidad total de generación para la cual se asignó la capacidad de transporte, el ASIC facturará al generador, durante cada uno de los meses de atraso, un valor igual al que liquide el LAC como ingreso esperado del Transmisor, disminuido en una proporción igual a la que equivale la capacidad que haya entrado en operación, frente a la capacidad total de generación para la cual se asignó la capacidad de transporte.

5. Garantía para la oficialización del Ingreso Anual Esperado por la construcción de proyectos de expansión en el STN

La póliza o garantía descrita en este numeral aplica para los Transmisores seleccionados en los procesos de convocatoria para ejecutar proyectos de expansión en el STN.

5.1. Valor de Cobertura de la Garantía La póliza o garantía debe ser expedida por el monto de la estimación anticipada de los perjuicios definidos en los Documentos de Selección.

5.2. Vigencia de la garantía La póliza o garantía se deberá mantener vigente desde la fecha de su presentación hasta la fecha de puesta en servicio del respectivo proyecto y tres (3) meses más.

Se entenderá que se cumple con la obligación de mantener vigente la garantía, cuando esta se presente por la totalidad de la vigencia indicada en este numeral o con una vigencia inicial de un (1) año y se prorrogue conforme al requerimiento de vigencia establecido, por períodos mayores o iguales a un año, con al menos quince (15) días hábiles de anterioridad a la fecha de vencimiento de la garantía vigente.

5.3. Obligaciones a garantizar y cumplimiento de las mismas Las siguientes son las obligaciones asociadas a la oficialización del Ingreso Anual Esperado por la construcción de proyectos de expansión en el Sistema de Transmisión Nacional, que el inversionista seleccionado deberá garantizar mediante cualquier garantía que reúna las condiciones establecidas en este Anexo: a) Poner en operación el proyecto en la fecha previamente definida para la puesta en operación del proyecto de transmisión.

Esta obligación se entenderá cumplida con el informe que emita el Centro Nacional de Despacho en el que dé cuenta de la entrada en operación de la totalidad del proyecto de transmisión, en la fecha previamente definida; b) Construir el proyecto cumpliendo a cabalidad con los requisitos técnicos establecidos para el mismo.

Esta obligación se entenderá cumplida con el informe que emita el interventor en el que dé cuenta del cumplimiento de los requisitos técnicos establecidos para el proyecto; c) No abandonar o no retirarse de la ejecución del proyecto de transmisión.

Esta obligación se entenderá cumplida con el informe que emita el Centro Nacional de Despacho en el que dé cuenta de la entrada en operación de la totalidad del proyecto de transmisión; d) Actualizar la garantía, el valor de la cobertura o prorrogar su vigencia, en los términos establecidos en esta resolución.

Esta obligación se entenderá cumplida con la aprobación por parte del ASIC, de la garantía actualizada o prorrogada.

5.4. Eventos de incumplimiento Constituyen eventos de incumplimiento cualquiera de los siguientes: a) El vencimiento de la fecha prevista para la puesta en operación del proyecto, sin que se haya producido la puesta en operación del mismo, salvo que antes de esta fecha el Transmisor: i) Haya prorrogado la vigencia de la garantía, ii) Haya informado al ASIC una nueva fecha de entrada en operación del proyecto de transmisión por circunstancias distintas de las previstas en el numeral IV del literal b) del artículo 4° de esta resolución, y iii) Se haya comprometido a pagar incondicionalmente la facturación que emita el ASIC de acuerdo con lo previsto en el numeral 5.5 de este Anexo.

Para lo previsto en este literal, la fecha de puesta en operación del proyecto de transmisión se podrá prorrogar solamente por una vez y no se desplazará en el tiempo el flujo de Ingresos aprobado por la CREG. Vencida la nueva fecha sin que se haya producido la puesta en operación se ejecutará la garantía; b) Incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos del proyecto, lo cual se entenderá ocurrido cuando el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue, determine, a partir de los informes del interventor, que se incumplieron de manera grave e insalvable requisitos técnicos del proyecto; c) Abandonar o retirarse de la ejecución del proyecto, lo cual se entenderá ocurrido cuando el Ministerio de Minas y Energía o la entidad que este delegue, determine, a partir de los informes del interventor, que el Transmisor abandonó o se retiró de la ejecución del proyecto; d) No actualizar la garantía, el valor de la cobertura o no prorrogar su vigencia, en los términos establecidos en esta resolución.

5.5. Facturación del ASIC Si el Transmisor no pone en operación el proyecto en la fecha establecida para la puesta en operación del proyecto de transmisión, por circunstancias distintas de las previstas en el numeral IV del literal b) del artículo 4° de esta resolución, el ASIC facturará mensualmente al Transmisor, durante los meses de atraso, un valor equivalente al doble del ingreso mensual esperado del Transmisor por ese proyecto que liquide el LAC.

6. Otras condiciones de las garantías

Cuando la calidad crediticia de la entidad otorgante de las pólizas o garantías, de que trata este Anexo, disminuya por debajo de la calificación límite establecida en el numeral 3 de este Anexo, o en caso de iniciarse un proceso concursal, de toma de posesión o de liquidación a la entidad garante, el usuario o el Transmisor, según sea el caso, deberán proceder a reponer la póliza o garantía en un plazo de quince (15) días hábiles contados a partir de la ocurrencia del hecho que da lugar a dicha reposición.

El mismo plazo se aplicará en los casos en que el valor de la cobertura deba ser ajustado conforme a lo previsto en esta resolución.

El Presidente, Manuel Maiguashca Olano, Viceministro de Minas y Energía, Delegado del Ministro de Minas y Energía.

El Director Ejecutivo, Hernán Molina Valencia.

TEXTO CORRESPONDIENTE A Adicionado Artículo 4 RESOLUCION 93 de 2007