Publicación Diario Oficial No.: 47.939, el día:31/December/2010
Publicada en la WEB CREG el: 07/January/2011
      República de Colombia
Ministerio de Minas y Energía

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS


RESOLUCIÓN No. 179 DE 2010

( 20 DIC. 2010 )



Por la cual se oficializan los ingresos anuales esperados para la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. por el diseño, adquisición de los equipos, construcción, puesta en servicio, operación y mantenimiento de tres (3) reactores inductivos de 25 MVAr cada uno, ubicados en las subestaciones de Altamira, Mocoa y San Bernardino a nivel de 230 kV.
      LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

En ejercicio de sus atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y en desarrollo de los Decretos 1524 y 2253 de 1994, y

      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, y en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio.
    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.

    Según lo previsto en el artículo 7 de la Ley 143 de 1994, en las actividades del sector, incluida la transmisión de electricidad, “...podrán participar diferentes agentes económicos, públicos, privados o mixtos, los cuales gozarán de libertad para desarrollar sus funciones en un contexto de libre competencia, de conformidad con los artículos 333, 334 y el inciso penúltimo del artículo 336 de la Constitución Nacional, y el artículo 3o. de esta Ley”.
      Según lo establecido en el artículo 85 de la Ley 143 de 1994, “las decisiones de inversión en generación, interconexión, transmisión y distribución de energía eléctrica constituyen responsabilidad de aquellos que las acometan, quienes asumen en su integridad los riesgos inherentes a la ejecución y explotación de los proyectos”.

      De acuerdo con lo previsto en el artículo 23, literales c) y d), y 41 de la Ley 143 de 1994, es función de la Comisión de Regulación de Energía y Gas definir la metodología de cálculo y fijar las tarifas por el acceso y uso de las redes eléctricas.
        Mediante la Resolución 022 de 2001, modificada por las Resoluciones 085 de 2002 y 093 de 2007, la CREG estableció los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional y se estableció que la expansión del STN 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.

        En el artículo 4 de la citada Resolución CREG 022 de 2001, modificada por las Resoluciones 085 de 2002 y 093 de 2007, se estableció que las inversiones que se ejecuten a partir de los procesos de libre concurrencia se remuneren a los inversionistas seleccionados que hayan presentado en cada proceso la propuesta con el menor Valor Presente de los Ingresos Anuales Esperados durante los veinticinco (25) años del flujo de Ingresos.
          Mediante la Resolución 18 1315 de 2002 del Ministerio de Minas y Energía, modificada por la resolución 18 0925 de agosto de 2003, el ministerio delegó en la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME “las gestiones administrativas necesarias para la selección mediante convocatoria pública de inversionistas que acometan en los términos del artículo 85 de la Ley 143 de 1994, los proyectos definidos y aprobados en el Plan de Expansión de Transmisión del Sistema Interconectado Nacional anualmente”.

          La UPME abrió la Convocatoria Pública UPME-01-2009, para seleccionar al inversionista que se encargue del diseño, adquisición de los equipos, construcción, puesta en servicio, operación y mantenimiento de tres (3) reactores inductivos de 25 MVAr cada uno, ubicados en las subestaciones de Altamira, Mocoa y San Bernardino a nivel de 230 kV.

          En el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2009-2023, está incluida la recomendación de instalar tres compensaciones reactivas de 25 MVAr cada una, ubicadas en las subestaciones de Altamira, Mocoa y San Bernardino.

          De acuerdo con la comunicación radicada en la CREG con el número E-2010-011411 del 9 de diciembre de 2010, la UPME informa que la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. fue el proponente seleccionado para ejecutar las obras de la convocatoria, que su propuesta cumplió con todos los requisitos establecidos en los Documentos de Selección, y además envía copia de la propuesta económica.

          La UPME, mediante comunicación radicada en la CREG con el número E-2010-011764 del 16 de diciembre de 2010, allegó copia de los documentos por medio de los cuales se cumple con los actos previos a la fecha de cierre de conformidad con lo establecido en los Documentos de Selección, dentro de los cuales se incluye copia de la garantía de cumplimiento de la Convocatoria Pública UPME-01-2009, junto con la carta de aceptación de esta garantía suscrita por XM Compañía de Expertos en Mercados S.A., en calidad de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, comunicación también recibida en la CREG mediante radicado E-2010-011559 del 14 de diciembre de 2010.

          La UPME también conceptúa sobre el cumplimiento, por parte del inversionista seleccionado, de lo establecido en los Documentos de Selección y de los requisitos exigidos en la Resolución CREG 022 de 2001 y anexa copia del cronograma de construcción del proyecto.

          En cumplimiento de lo previsto en el Decreto 2897 de 2010 se procedió a responder el cuestionario adoptado por la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), encontrándose que todas las respuestas son negativas, por lo que se considera que la aprobación de esta resolución no plantea una restricción indebida a la libre competencia.

          La Comisión, en Sesión No. 476 del 20 de diciembre de 2010, acordó expedir la presente resolución.

              RESUELVE:

          Artículo 1. Ingreso Anual Esperado. El Ingreso Anual Esperado -IAE- para la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P., por el diseño, adquisición de los equipos, construcción, puesta en servicio, operación y mantenimiento de tres (3) reactores inductivos de 25 MVAr cada uno, ubicados en las subestaciones de Altamira, Mocoa y San Bernardino a nivel de 230 kV, expresado en dólares de los Estados Unidos de América del 31 de diciembre de 2009, para los primeros 25 años contados a partir del primero de mayo de 2012, de conformidad con la propuesta seleccionada dentro de la Convocatoria Pública UPME-01-2009, es el siguiente:

              Año
              Fechas
              INGRESO ANUAL ESPERADO
              (Dólares del 31 de diciembre de 2009)
              Números
              Letras
              1
              1-may-2012 a 30-abr-2013
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              2
              1-may-2013 a 30-abr-2014
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              3
              1-may-2014 a 30-abr-2015
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              4
              1-may-2015 a 30-abr-2016
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              5
              1-may-2016 a 30-abr-2017
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              6
              1-may-2017 a 30-abr-2018
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              7
              1-may-2018 a 30-abr-2019
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              8
              1-may-2019 a 30-abr-2020
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              9
              1-may-2020 a 30-abr-2021
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              10
              1-may-2021 a 30-abr-2022
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              11
              1-may-2022 a 30-abr-2023
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              12
              1-may-2023 a 30-abr-2024
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              13
              1-may-2024 a 30-abr-2025
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              14
              1-may-2025 a 30-abr-2026
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              15
              1-may-2026 a 30-abr-2027
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              16
              1-may-2027 a 30-abr-2028
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              17
              1-may-2028 a 30-abr-2029
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              18
              1-may-2029 a 30-abr-2030
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              19
              1-may-2030 a 30-abr-2031
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              20
              1-may-2031 a 30-abr-2032
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              21
              1-may-2032 a 30-abr-2033
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              22
              1-may-2033 a 30-abr-2034
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              23
              1-may-2034 a 30-abr-2035
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              24
              1-may-2035 a 30-abr-2036
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares
              25
              1-may-2036 a 30-abr-2037
              479.000
              cuatrocientos setenta y nueve mil dólares

          Artículo 2. Forma de pago. De acuerdo con lo establecido en el numeral II del literal a) del artículo 4 de la Resolución CREG 022 de 2001, modificada por la Resolución CREG 085 de 2002, para la liquidación y pago del ingreso correspondiente, el Ingreso Anual Esperado de cada uno de los veinticinco años señalados en el artículo anterior se actualizará, al 31 de diciembre anterior a la fecha de inicio de aplicación de cada anualidad, con el Producer Price Index definido en la Resolución CREG 022 de 2001, y se efectuará en pesos colombianos sobre una base mensual, dividiendo entre doce (12) dicho ingreso actualizado y utilizando la Tasa de Cambio Representativa del Mercado, o la tasa que la sustituya, vigente para el último día hábil del mes a facturar.
            Parágrafo 1. De acuerdo con lo establecido en el numeral III del literal b) del artículo 4 de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 093 de 2007, si se produce un atraso en la puesta en operación del proyecto, esto es, si entra en operación comercial después del 31 de abril de 2012, o de la fecha que fije posteriormente la CREG de acuerdo con lo establecido en el numeral IV del literal b) del artículo 4 de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 093 de 2007, se aplicará lo previsto en dicha Resolución.

            Parágrafo 2. De acuerdo con lo establecido en el numeral IV del literal b) del artículo 4 de la Resolución CREG 022 de 2001, modificado por la Resolución CREG 093 de 2007, cuando se declare el abandono o retiro de la ejecución del proyecto o el incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos, la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P. perderá el derecho a recibir el flujo de ingresos oficializado en esta Resolución, y la CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lugar.
              Artículo 3. Responsable del pago. El responsable de realizar los pagos de que trata esta Resolución será el Liquidador y Administrador de Cuentas.
                Artículo 4. Vigencia. La presente resolución deberá notificarse al Representante Legal de la Empresa de Energía de Bogotá S.A. E.S.P., y publicarse en el Diario Oficial. Contra este acto procede el recurso de reposición, el cual podrá interponerse ante la Dirección Ejecutiva de la CREG, dentro de los cinco (5) días siguientes a su notificación o publicación.
                    NOTIFÍQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
                Dada en Bogotá, a los 20 DIC. 2010



                    TOMÁS GONZÁLEZ ESTRADA
                    JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO
                    Viceministro de Minas y Energía
                    Delegado del Ministro de Minas y Energía
                    Director Ejecutivo
                    Presidente



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