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Timestamp: 2019-10-22 16:52:20
Document Index: 328021807

Matched Legal Cases: ['artículo 1', 'artículo 20', 'artículo 18', 'artículo 32', 'artículo 3', 'artículo 4', 'artículo 1', 'artículo 5', 'artículo 6', 'artículo 3', 'artículo 4', 'artículo 4', 'artículo 4', 'artículo 3', 'artículo 1']

﻿ RESOLUCIÓN 85 DE 2002
RESOLUCIÓN 85 DE 30 DE DICIEMBRE DE 2002
CONTENIDO:SECTOR ELÉCTRICO. SE MODIFICA LA RESOLUCIÓN 22 DE 2001, EN LO REFERENTE AL PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA.
RESOLUCIÓN 85 DE 2002
“Por la cual se modifican los artículos 3º, 4º, 5º y 6º de la Resolución CREG-022 de 2001”.
(Nota: Véase la Resolución 93 de 2007 artículo 1°, 2°, 3° de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
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 de aprobar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas, así como los procedimientos para hacer efectivo su pago;
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 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 la Comisión de Regulación de Energía y Gas, en su sesión 206 de diciembre 30 de 2002, acordó expedir la presente resolución,
ART. 1º—Modifícase el artículo 3º de la Resolución CREG-022 de 2001, el cual a su vez modificaba el numeral 7º del Código de Planeamiento de la Expansión del STN (Res. CREG-025/95), el cual quedará:
• Un (1) representante de las empresas de generación. Éste se seleccionará anualmente con el voto mayoritario de los generadores que participen en el mercado de energía mayorista al momento de la votación, de entre los cinco (5) mayores generadores del país, en relación con su capacidad instalada (medida en MW a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las cinco elegibles como representantes de los generadores.
• Un (1) representante de las empresas de distribución. Éste se seleccionará anualmente con el voto mayoritario de los operadores de red que participen en el mercado de energía mayorista al momento de la votación, entre los cinco (5) mayores operadores de red del país, en relación con su distribución de energía (medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de que un operador de red corresponda a una empresa integrada que ya esté representada en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no hará parte de las cinco elegibles como representante de los operadores de red.
• Tres (3) 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) siguiente(s) grande(s) consumidor(es). 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. Éstos se seleccionarán de mayor a menor, en orden decreciente de la demanda abastecida (medida en GWh a 31 de diciembre del año inmediatamente anterior). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las elegibles como representantes de los comercializadores.
• Tres (3) representantes de las empresas de transmisión. Éstos 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). En caso de empresas integradas que ya estén representadas en el CAPT por otro de sus negocios, no obstante su tamaño, no harán parte de las elegibles como representantes de los transportadores.
Para la preparación 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.
La UPME al elaborar el plan de expansión de transmisión tendrá en cuenta utilizar como criterios en su definición, la minimización de los costos de inversión y de los costos operativos y las pérdidas del STN, siguiendo los principios de las leyes 142 y 143 de 1994. El plan de expansión de transmisión, en todo caso, debe cumplir con las disposiciones que en materia de confiabilidad y seguridad, se encuentren vigentes.
ART. 2º—Modifícase el artículo 4º de la Resolución CREG-022 de 2001, el cual quedará así:
“ART. 4º—Elementos de eficiencia en la ejecución del plan de expansión de transmisión de referencia (STN) y metodología de remuneración. La expansión del sistema de transmisión nacional se hará mediante la ejecución, a mínimo costo, de los proyectos del plan de expansión de transmisión de referencia, por parte de los inversionistas que resulten seleccionados en procesos que estimulen y garanticen la libre competencia en la escogencia de dichos proyectos.
II. El ingreso anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, durante cada uno de los veinticinco (25) años del flujo de ingresos aprobado por la CREG 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 utilizando 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 del flujo de ingresos aprobado por la CREG. En consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes.
IA = [CAEA + CAET] + [CRE] * % AOM
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.
ATUCu.c Área típica de la unidad constructiva correspondiente. Las áreas típicas serán las definidas por la CREG en resolución aparte.
% 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 para el año 2002 y posteriores es el siguiente:
(1) "Unidad constructiva" en zona sin contaminación salina.
(2) "Unidad constructiva" en zona con contaminación salina.
Los “costos unitarios” son calculados en dólares (US$) por “unidad constructiva”, se expresarán una vez calculados en pesos ($) constantes por “unidad constructiva”, corresponden a los adoptados mediante resolución por la CREG. Estos valores serán sujetos de revisión cada cinco (5) años, a partir de su primera adopción oficial.
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.
Una vez se haya escogido la propuesta con el menor valor presente de los ingresos anuales esperados, la entidad competente que haya adelantado el proceso de libre concurrencia deberá remitirla a la CREG para la aprobación de los ingresos anuales esperados.
II. El proponente que haya presentado la propuesta escogida 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.
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.
IV. La fecha de puesta en operación del proyecto es la establecida en los documentos de selección. Si esta fecha es modificada por el Ministerio de Minas y Energía 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 mencionados documentos, cuando ocurran atrasos por fuerza mayor, por alteración del orden público acreditada, o por demoras en la expedición de la licencia ambiental, originadas en hechos fuera del control del proponente seleccionado y de su debida diligencia, la CREG decidirá mediante resolución sobre la modificación de esta fecha para efectos de la asignación del costo de las generaciones fuera de mérito. En este caso se sigue aplicando la norma establecida en el presente numeral, y no se desplazará en el tiempo el flujo de ingresos aprobado por la CREG.
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, se adelantará tan pronto como sea posible, el respectivo proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, de acuerdo con las reglas definidas en este artículo. 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) de este 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 se invoquen para no seleccionar ninguna de las propuestas presentadas en los procesos de que trata este artículo.
(Nota: Véase Resolución 105 de 2003 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).
(Nota: Véase Resolución 105 de 2006 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 3º—Modifícase el artículo 5º de la Resolución CREG-022 de 2001, el cual quedará así:
“ART. 5º—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, se adelantará un proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, 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”.
ART. 4º—Modifícase el artículo 6º de la Resolución CREG-022 de 2001, el cual quedará así:
“ART. 6º—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 sub estaciones 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, se adelantará un proceso que garantice la libre concurrencia en condiciones de igualdad, cumpliendo con las disposiciones establecidas en el 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 señalado en la presente resolución, su remuneración se efectuará de acuerdo con lo previsto en el literal a) del artículo 4º de la presente resolución. Cumplidos los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos aprobado por la CREG, el activo se clasificará en la respectiva unidad constructiva, y se remunerará 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 120 de 2003 artículo 3º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
(Nota: Véase Resolución 147 de 2011 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas)
ART. 5º—Vigencia de la presente resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.