CREG - Resolución 51 de 1998

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(abril 14) Diario Oficial No. 43.294 de 7 de mayo de 1998 COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS <NOTA: Esta Resolución fue incorporada en la Resolución 22 de 2001> Por la cual se aprueban los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional y se establece la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto del Uso de este Sistema. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS en ejercicio de las atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994, y los decretos

1524 y 2253 de 1994.

CONSIDERANDO: 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 de 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 8o., establece los "Criterios Básicos de Planeamiento" de la expansión del STN; Que el Artículo 18o. 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 determina que constituyen instrumentos de intervención estatal aquellos que promuevan un estímulo a la inversión de los particulares en los servicios públicos; Que el Artículo 32o. de la Ley Eléctrica establece que el objeto social de la empresa 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 determina 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 determinó 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 el parágrafo 3 del artículo 32 de la ley 143 determina que "la empresa encargada del servicio de interconexión nacional, no podrá participar en actividades de generación, comercialización y distribución de electricidad"; Que en el Artículo 16o. de la Resolución CREG-001 de 1994, se adoptó el criterio de Ingreso Regulado para remunerar al STN, fijando como base para su cálculo la fórmula contenida en el Anexo No. 1 de la misma Resolución; Que mediante la Resolución CREG-218 de 1997, la Comisión de Regulación de Energía y Gas estableció las bases sobre las cuales modificaría la Resolución CREG-001 de 1994, en lo referente a los criterios básicos de

planeamiento de la expansión del STN y la metodología para la definición de los Ingresos Regulados de dicho Sistema; Que en el Artículo 9o. de la misma Resolución se estableció un plazo máximo de un (1) mes, posterior a la vigencia de la norma, para que las empresas transportadoras, el Consejo Nacional de Operación y los terceros interesados, presentaran observaciones sobre lo establecido en esa Resolución; Que analizadas las observaciones presentadas a la Comisión, se encontró pertinente aceptar algunas de ellas, relacionadas con la conformación del Comité Asesor de Planeamiento de la UPME, la precisión sobre la actualización de los Ingresos propuestos en los Procesos de Selección, la definición de las pólizas de cumplimiento, los costos de las interventorías, la precisión sobre las obligaciones de los proponentes seleccionados; manejo de las solicitudes de conexión y el tratamiento de las pérdidas del STN; RESUELVE: ARTICULO 1o. DEFINICIONES. Para efectos de la presente Resolución, se tendrán en cuenta las siguientes definiciones: Activos de Conexión. <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Son aquellos activos que se requieren para que un generador, un usuario u otro transportador, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional, o a un Sistema de Distribución Local. Siempre que estos activos sean usados exclusivamente por el generador, el usuario o el transportador que se conecta, o exclusivamente por un grupo de usuarios no regulados o transportadores que se conecten, no se considerarán parte del sistema respectivo.

Notas de Vigencia Legislación Anterior Costo Unitario por Unidad Constructiva (CU).<Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Valor unitario en el mercado de una Unidad Constructiva ($/ Unidad Constructiva). Notas de Vigencia Legislación Anterior Costo de Reposición de un Activo. <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999.

El nuevo texto es el siguiente: > 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.

Notas de Vigencia Distribuidor Local (DL). <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un Sistema de Distribución Local, o que ha constituido una empresa en cuyo objeto está el desarrollo de dichas actividades. Notas de Vigencia Legislación Anterior Preconstrucción. <Definición adicionada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Se entiente 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. Notas de Vigencia Punto de Conexión al STN. <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Es el barraje perteneciente al STN, con tensión igual o superior a 220 kV, al cual se

encuentra conectado o proyecta conectarse un generador, un usuario u otro transportador, en el contexto de la definición establecida para "Activo de Conexión". Notas de Vigencia Legislación Anterior Sistema de Transmisión Nacional (STN). <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de

1999. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

Notas de Vigencia Legislación Anterior Sistema de Transmisión Regional (STR). <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de

1999. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

Notas de Vigencia Legislación Anterior Sistema de Distribución Local (SDL). <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de

1999. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

Notas de Vigencia Legislación Anterior Sistema Interconectado Nacional (SIN). <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de

1999. El nuevo texto es el siguiente:> 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.

Notas de Vigencia Legislación Anterior Transmisor Nacional (TN). <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en el Sistema de Transmisión Nacional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. Notas de Vigencia Legislación Anterior Transmisor Regional (TR). <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Persona jurídica que opera y transporta energía eléctrica en un sistema de transmisión regional o que ha constituido una empresa cuyo objeto es el desarrollo de dichas actividades. Notas de Vigencia Legislación Anterior Unidad Constructiva (UC). <Definición modificada por el artículo 1 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexíón 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.

Notas de Vigencia Legislación Anterior Ir al inicio ARTICULO 2o. AMBITO DE APLICACION. 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. Ir al inicio ARTICULO 3o. PLAN DE EXPANSION DE REFERENCIA STN. <Ver artículo 3 de la Resolución CREG4 de 1999> El Numeral 7 del Código de Planeamiento de la Expansión del STN (Resolución CREG-025 de 1995), quedará así: "7. PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA (STN) Con el fin de compatibilizar criterios, estrategias y metodologías para la expansión del STN, la UPME constituirá un Comité Asesor de Planeamiento 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). 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). 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 las 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 suspención de la participación del agente o agentes involucrados en el Comité. La CREG solicitará la información que considere pertinente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 73 de la ley 142 de 1994. La composición del Comité Asesor de Planeamiento será revisada (y modificada cuando fuere del caso) cada tres (3) años, o cuando la posición relativa de las empresas experimente cambios objetivos. Para la preparación del Plan de Expansión Preliminar y del Plan de Expansión 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. 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, 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 Preliminar (STN) La UPME elaborará un Plan de Expansión 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 en todo caso deberá cumplir con las disposiciones que en materia de confiabilidad se encuentren vigentes. Una vez elaborado el Plan de Expansión Preliminar, la UPME lo hará público y lo someterá a consulta del Comité Asesor de Planeamiento, a más tardar en el mes de junio de cada año. La UPME recibirá conceptos sobre el Plan de Expansión Preliminar, así como planes de expansión alternativos que sean propuestos por los agentes interesados. El pronunciamiento que se derive de la consulta efectuada al Comité Asesor de Planeamiento deberá producirse antes del 15 de agosto del año respectivo y en todo caso no será obligatorio. La UPME en caso de no aceptar las recomendaciones del Comité Asesor de Planeamiento, deberá explicar las razones que tuvo para el efecto. 7.2. Plan de Expansión 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 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 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. El Plan de Expansión 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." Notas de Vigencia Ir al inicio ARTICULO 4o. INTRODUCCIÓN DE ELEMENTOS DE EFICIENCIA EN LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA (STN). <Artículo modificado y/o aclarado por el artículo 4 de la Resolución CREG4 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> 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 y terceros interesados, recibiendo conceptos hasta el 31 de octubre del correspondiente año. Una vez definidos los documentos de selección, previa aprobación de los mismos por parte 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. Notas del Editor Notas de vigencia 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 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 requisitos que deberán cumplir las propuestas y los criterios que deben ser tenidos en cuenta tanto para proponer, como para efectuar la selección, se describen a continuación:

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

consideraciones:

I. Las propuestas serán comparadas calculando el valor presente del ingreso anual esperado, para cada uno de los veinticinco (25) primeros años de entrada en operación del proyecto. Estimación que se realizará aplicando la tasa de descuento establecida en los documentos de selección correspondientes, en dólares constantes.

En los documentos de selección de la respectiva convocatoria, se fijarán los requisitos adicionales 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 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(1).Para la facturación, liquidación y pago del primer mes de Ingresos, se tomará en cuenta el primer mes calendario completo de puesta en servicio. En consecuencia no se reconocerá facturación por fracción de mes.

III. El ingreso anual que percibirá el proponente seleccionado para el proyecto, a partir del año vigesimosexto (26) de su puesta en servicio, así como el ingreso anual aplicable a los activos existentes, que no hayan sido objeto de convocatorias, será el resultado de aplicar la siguiente fórmula genérica: IA = [CAEA+CAET] + [CRE] % AOM

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 periodos igual a veinticinco (25) y utilizando una tasa de descuento del 9.0% en pesos constantes. %ANE = 5%. Corresponde al margen por concepto de activo no eléctrico reconocido. CAET= costo anual equivalente del terreno. Aplica exclusivamente a las unidades constructivas de subestaciones.

VCTu.c Valor catastral del terreno de la unidad constructiva correspondiente. ATUCu.c Area típica de la unidad constructiva correspondiente. Las áreas típicas serán definidas por la CREG en resolución aparte. %R = 8.5%. Corresponde al valor anual reconocido por concepto de terrenos. Incluye el costo de adecuación del mismo. El Costo de reposición del activo bruto eléctrico se calcula mediante la expresión: UCu.c Unidad constructiva del activo bruto. CUu.c Costo unitario de cada unidad constructiva. %AOM Porcentaje reconocido de gastos de administración, operación y mantenimiento. Estos gastos incluyen el costo de todas las instalaciones y los egresos destinados a la operación, mantenimiento y administración de los activos de transmisión. Así mismo, están incluidos los gastos por concepto de seguros a edificios e instalaciones, los costos de capital de operación y mantenimiento de los vehículos, de los equipos de mantenimiento, de las herramientas y de los instrumentos necesarios para desarrollar las actividades de operación y mantenimiento y los costos y gastos de talleres, oficinas y edificaciones destinadas a la operación y mantenimiento, El %AOM reconocido es el siguiente: . Año %AOM2 %AOM3 . 2000 3.00% 3.50% . 2001 2.75% 3.25% . 2002 y posteriores 2.50% 3.00% 2 "Unidad Constructiva" en zona sin contaminación salina. 3 "Unidad Constructiva" en zona con contaminación salina. Los "Costos Unitarios" se calcularán en dólares (US$) por "Unidad Constructiva", se expresarán una vez

calculados en pesos ($) constantes por "Unidad Constructiva" y serán adoptados mediante resolución por la CREG. Estos valores serán sujetos de revisión cada cinco (5) años, a partir de su primera adopción oficial El IA aplicable en un año dado, se expresará en pesos constantes del 31 de diciembre del año inmediatamente anterior y su valor en términos reales sólo se ajustará cuando se produzcan cambios en los "Costos Unitarios" vigentes. Para efectos de la liquidación y pago mensual del ingreso correspondiente, el IA se mensualizará, actualizándolo con el Indice de Precios al Productor total nacional (IPP) a la fecha respectiva.

IV. Interconexión Eléctrica S.A. ESP deberá efectuar una propuesta para cada uno de los proyectos definidos en las convocatorias, en cumplimiento del artículo 32 de la Ley 143 de 1994. 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 presentaron una terna de interventores potenciales del proyecto, terna exigida en la presente resolución. - 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 de la audiencia pública. El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue podrá suspender y/o posponer la audiencia cuando así lo considere necesario por una sola vez. Como requisito para ser sujetos de calificación, los proponentes deberán adjuntar a la propuesta económica una póliza de seriedad expedida por una entidad debidamente acreditada para el efecto, de acuerdo con la legislación colombiana, la cual deberá cubrir como mínimo el 10% del valor presente del ingreso anual esperado para los primeros veinticinco (25) años de operación del proyecto, descontados a la tasa establecida en los Documentos de Selección correspondientes, en dólares constantes. La póliza, otorgada a favor del Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada por éste para tal fin, deberá tener una vigencia mínima de sesenta (60) días posteriores a la presentación de la propuesta. En caso de requerirse, el Ministerio de Minas y Energía o la entidad

que éste delegue, podrá solicitar la prórroga de la vigencia de la póliza hasta por treinta (30) días más. La propuesta técnica deberá cumplir con los requisitos exigidos en los Documentos de Selección, y deberá contener un cronograma de desarrollo de la etapa de construcción del proyecto respectivo. El procedimiento a seguir y los requisitos a cumplir, una vez se efectúe la selección se describen a continuación:

I. El proponente que se gane la convocatoria deberá constituirse en empresa de servicios públicos, en el caso de que aún no lo sea (Transmisor Nacional ESP). En los estatutos de constitución de dicha empresa se deberá estipular que la misma tendrá una vigencia mínima de veintiséis (26) años.

II. <Inciso modificado por el artículo 1 de la Resolución CREG-45 de 1999. El nuevo texto es el siguiente:> El proponente seleccionado deberá otorgar a favor del Ministerio de Minas y Energía o la entidad delegada por éste para tal fin, una póliza de cumplimiento expedida por una entidad debidamente acreditada para el efecto de acuerdo con la legislación colombiana, que cubra el 10% del Valor Presente del Ingreso Anual Esperado para los primeros veinticinco (25) años de operación del proyecto, descontados a la tasa establecida en los Documentos de Selección correspondientes, en dólares constantes. La póliza deberá mantenerse vigente hasta la fecha de puesta en servicio del respectivo proyecto.

Notas de vigencia Legislación anterior El Ministerio de Minas y Energía o la entidad que éste delegue, podrá hacer efectiva la póliza de cumplimiento, cuando el retraso del proyecto en su etapa de construcción sea superior al 25% con respecto al cronograma de

ejecución presentado en la respectiva propuesta, o por el incumplimiento grave e insalvable de requisitos técnicos, de acuerdo con el informe del interventor. Así mismo, y frente a los activos que existieren en el momento de hacer efectiva la póliza, la CREG podrá hacer uso de sus facultades legales para imponer las servidumbres a que hubiere lug