Decreto 1122 de 2008

ARTÍCULO 1. Naturaleza del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, creado por el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, es un fondo cuenta especial sin personería jurídica, sujeto a las normas y procedimientos establecidos en la Constitución Política de Colombia, el Estatuto Orgánico del Presupuesto Nacional y demás normas vigentes aplicables, administrado por Ministerio de Minas y Energía o por quien él delegue. De conformidad con la ley, a este Fondo ingresarán los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, para la energización de las Zonas Rurales Interconectadas y, de acuerdo con el artículo 1 de la Ley 1117 de 2006 llevará a cabo el programa de normalización de redes eléctricas.

ARTÍCULO 2. Definiciones. Para los efectos del presente decreto se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: Usuario. Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio público, bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del servicio. A este último usuario se denomina también consumidor. Zonas Rurales Interconectadas. Se considerará como la zona rural donde se podrá construir la nueva infraestructura eléctrica que permitirá ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía, mediante la extensión de redes provenientes del Sistema Interconectado Nacional, SIN. La zona rural como tal, deberá ser certificada por escrito por el Representante Legal del ente territorial, conforme a los términos establecidos en las Leyes 388 de 1997, 732 de 2002 y las normas que la modifiquen o sustituyan. Estudios de inversión. Son el conjunto de análisis y estudios necesarios para evaluar desde el punto de vista técnico y económico, la viabilidad de emprender un proyecto de construcción de la nueva infraestructura en las zonas rurales que se pueden conectar al Sistema Interconectado Nacional, SIN. Operador de Red de Sistemas de Transmisión Regional (STR) y los Sistemas de Distribución Local (SDL) - (OR). Es la persona encargada de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL; los activos pueden ser de su propiedad o de terceros. Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso de los STR y/o SDL aprobados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). El OR siempre debe ser una Empresa de Servicios Públicos.

ARTÍCULO 3. Recaudo de los recursos. La liquidación y el recaudo de los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, con los ajustes establecidos en la Resolución CREG-068-2003 y de aquellas que la modifiquen o sustituyan, estarán a cargo del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, quien recaudará de los dueños de los activos del Sistema de Transmisión Nacional -STN-, el valor correspondiente y entregará las sumas recaudadas, dentro de los tres (3) días siguientes a su recibo, en la cuenta que para tal propósito determine el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. PARÁGRAFO. El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, presentará mensualmente al Ministerio de Minas y Energía una relación de las sumas liquidadas y las recaudadas, en la forma que determine este Ministerio, con el fin de verificar el cumplimiento de las obligaciones de los sujetos pasivos de la contribución y de su recaudador.

ARTÍCULO 4. Destinación de los recursos. Derogado por el Artículo 8 del Decreto 1623 de 2015 . Los recursos a que se refiere el artículo 105 de la Ley 788 de 2002, así como los rendimientos generados en su inversión temporal, se utilizarán para financiar planes, programas o proyectos de inversión priorizados para la construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica en las zonas rurales interconectadas, que permita ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía.

ARTÍCULO 5. Comité de Administración. El Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrá un Comité de Administración, cuya sigla será CAFAER, integrado de la siguiente manera: 1. Por el Ministro de Minas y Energía, quien lo presidirá o su delegado. 2. Por el Viceministro de Minas y Energía o su delegado. 3. Por el Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía. En caso de delegación por parte del Ministro el comité será presidido por el Viceministro. El Comité de Administración aprobará, objetará e impartirá instrucciones y recomendaciones sobre los planes, programas o proyectos que hayan sido presentados para financiación con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER. PARÁGRAFO. El CAFAER podrá invitar a sus reuniones a funcionarios de la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, de la Unidad de Planeación Minero-Energética - UPME, o de cualquier entidad que considere pertinente.

ARTÍCULO 6. Apoyo técnico. El Ministerio de Minas y Energía integrará un grupo de apoyo técnico y operativo, que adelantará las siguientes funciones: 1. Proveer la Secretaría Técnica del CAFAER, quien tendrá, entre otras, las siguientes funciones: (i) Organizar los documentos que se presenten al Comité; (ii) Convocar las reuniones programadas por el Presidente del Comité; (iii) Organizar y actualizar el registro de proyectos a ser financiados con recursos del FAER; (iv) Elaborar las memorias de las reuniones del Comité e informar al mismo sobre los conceptos rendidos por el Grupo de Apoyo Técnico. 2. Realizar las siguientes labores técnicas: (i) Elaborar los reglamentos para la asignación de recursos del FAER dentro de los planes, programas o proyectos de expansión. Estos deberán contener entre otros aspectos: los plazos y condiciones para la entrega de los planes de expansión de cobertura por parte de los OR's y las prioridades de asignación de los recursos del FAER; (ii) Revisar y validar el cumplimiento de los requisitos sobre los planes, programas o proyectos que sean recibidos para ser financiados con recursos del FAER; (iii) Presentar al Comité de Administración del FAER un informe para la revisión y consideración sobre los planes, programas o proyectos que sean viables técnica y financieramente; (iv) Asesorar en la elaboración de los contratos con los ejecutores de los planes, programas o proyectos que les sea aprobada la asignación de recursos del FAER; (v) Las demás que les sean asignadas. 3. Llevar a cabo el seguimiento al cumplimiento de las actividades por parte de la interventoría técnica que haya contratado o dispuesto la empresa distribuidora de energía eléctrica, para los proyectos correspondientes y mantener los informes de gestión de las entidades ejecutoras de los proyectos aprobados.

ARTÍCULO 7. Inversión temporal. La administración e inversión temporal de los recursos y rendimientos provenientes del Fondo de Apoyo Financiero para Energización de Zonas Rurales Interconectadas FAER, estará a cargo de la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para tales efectos, la mencionada Dirección determinará la cuenta a la que deberán ser girados los recursos del mencionado Programa. Para la administración e inversión de los recursos, la Dirección General de Crédito Público y del Tesoro Nacional los manejará en cuentas independientes de los demás recursos que administre la Dirección, teniendo en cuenta la normatividad que aplique para la inversión de dichos recursos.

ARTÍCULO 8. Información por parte de los Operadores de Red (OR) y las Entidades Territoriales (ET) para actualización y seguimiento del plan indicativo de expansión de cobertura. Los operadores de red y las entidades territoriales deberán presentar la información conforme a lo dispuesto en el presente artículo, para la actualización y seguimiento del Plan Indicativo de Expansión y cobertura. 1. De conformidad con lo establecido en el Decreto 388 de 2007 y las normas que la modifiquen, complementen o sustituyan, los OR deberán suministrar a la UPME la información requerida para la actualización y seguimiento del Plan de Expansión de Cobertura en la fecha estipulada por el Ministerio de Minas y Energía, y deberá contener, entre otras: a) Coordenadas de subestaciones de transformación con niveles de tensión menores o iguales a 115 kV, capacidad de transformación y cargabilidad máxima registrada en el año inmediatamente anterior; b) Coordenadas de las plantas de generación y/o pequeñas centrales de generación de propiedad del OR y/o de los Entes Territoriales; c) Lo estipulado en el Anexo RD-1 de la Resolución CREG 70/98 o la norma que la modifique o sustituya; d) Coordenadas de los centros poblados interconectables que carecen del servicio de energía eléctrica, y carga estimada tanto en potencia como en energía. 2. Los OR deberán validar con la UPME las cifras del porcentaje de cobertura departamental (rural y urbano) del año base por el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura (PIEC). Mientras se determina este indicador se utilizarán los indicadores de cobertura establecidos por el Ministerio de Minas y Energía. 3. Los OR deberán presentar a la UPME sus planes de expansión de cobertura, para niveles de tensión nominal mayor o igual a 13.2 kV, tendientes a alcanzar las metas de cobertura establecidas en el PIEC, concertadas con los demás OR del Área de Distribución (ADD) y atendiendo las necesidades de ampliación de cobertura de los centros poblados reportados por las Entidades Territoriales, aquellos identificados por el propio OR y/o los indicados por el Ministerio de Minas y Energía y/o la UPME en el reglamento para la presentación del Plan de Expansión de Cobertura. 4. Los Entes Territoriales (ET) deberán reportar tanto al OR como a la UPME, los requerimientos de cobertura del servicio de electricidad de sus centros poblados, indicando el número de usuarios sin servicio de energía eléctrica. Esta información deberá ser presentada por los ET conforme a los plazos y condiciones establecidos por la UPME y/o el Ministerio de Minas y Energía.

ARTÍCULO 9. Criterios para la elaboración de planes de expansión. Los Operadores de Red deberán presentar a la UPME su plan de expansión de cobertura considerando un horizonte de tres (3) años, el cual deberá contener un capítulo en el que se presenten los proyectos relacionados con expansión de cobertura, indicando las necesidades de ampliación de redes con niveles de tensión entre 13.2 kV y 115 kV y subestaciones asociadas, considerando los criterios enunciados a continuación: 1. Los planes de Expansión de Cobertura deberán cumplir con los reglamentos técnicos vigentes, en especial con: El Código de Redes, el Reglamento de Distribución (Resolución CREG 070 de 1998) y el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas RETIE. 2. Los proyectos propuestos en el Plan de Expansión de Cobertura, deben permitir la conformación de un Plan de Expansión de Costo Mínimo y deberán estar orientados a satisfacer las necesidades de expansión manifestadas por los Entes Territoriales (ET) considerando los Planes de Ordenamiento de los Municipios, así como las necesidades identificadas por el propio OR y las que el Ministerio de Minas y Energía establezca en el reglamento para el Plan de Expansión de Cobertura. 3. Los Planes de Expansión y Cobertura deberán tener en cuenta las metas de cobertura establecidas en el PIEC.

ARTÍCULO 10. Contenido del plan de expansión. El Plan de Expansión deberá incluir: 1. Para los proyectos cuyo costo de inversión por kWh no supere el costo medio aprobado para el OR a cuyas redes se conecten, deben contener una información básica de los mismos en los formatos establecidos en los reglamentos para los Planes de Expansión de Cobertura. Esta información deberá indicar la contribución del proyecto al aumento de cobertura y el cronograma de ejecución. En todos los casos, estos proyectos deberán ser desarrollados y operados por los OR que los presentan. 2. Para los proyectos cuyo costo de inversión por kWh supere al costo medio aprobado para el OR a cuyas redes se conecte, se deberá incluir la información detallada de los mismos en los formatos establecidos en los reglamentos para los Planes de Expansión de Cobertura. Estos deberán contar con diseños, pólizas de calidad de dichos diseños, análisis de costos unitarios y presupuestos, incluidos costos de administración, operación y mantenimiento, la cobertura alcanzable y el análisis del impacto sobre la tarifa existente. Para estos proyectos los OR deberán expresar si tienen interés en el desarrollo y operación de los mismos.

ARTÍCULO 11. Requerimientos básicos. Para la presentación de los planes, programas o proyectos que busquen financiarse con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, al igual que en los casos que previa consulta al OR, este decida no desarrollar el proyecto de infraestructura, el OR deberá radicar en original y en medio magnético en la Unidad de Planeación Minero- Energética, UPME, los siguientes requerimientos básicos: 1. Carta de presentación con la solicitud de recursos. Se deberán especificar los datos generales del proyecto y se debe incluir el domicilio para el envío de la correspondencia e indicar el correo electrónico para facilitar la comunicación. 2. Registro BPIN. El respectivo plan, programa o proyecto deberá estar registrado en el Banco de Proyectos de Inversión, BPIN, cuyo archivo deberá ser entregado en medio magnético. En todo caso, se deberá aplicar la Metodología General Ajustada o aquella que defina el Departamento Nacional de Planeación para el trámite de proyectos ante el Banco de Proyectos de Inversión Nacional, BPIN. 3. Aval Técnico y Financiero del Operador de Red. Aval firmado por el Representante Legal del Operador de Red sobre la viabilidad técnica y financiera de los planes, programas o proyectos de inversión con cargo a los recursos del FAER. Además, deberá indicar que garantizará la prestación del servicio de suministro de energía eléctrica a los suscriptores potenciales, ofreciendo los índices de calidad y continuidad previstos en la regulación. 4. Certificación del Operador de Red. En la cual conste el cumplimiento de Especificaciones y cumplimiento de normas técnicas aplicables que han sido definidas para los materiales, equipos, la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica. 5. Análisis de Costos y Presupuesto. Análisis de costos globales y unitarios estimados para la ejecución del proyecto, incluyendo los costos de contratación de la interventoría técnica y financiera, auditoría y administración a que haya lugar. 6. Diseños Eléctricos y Memorias de Cálculo. Consiste en los planos y memorias de cálculo donde se deberá consignar información sobre la infraestructura eléctrica existente, si es el caso, así como la proyectada, los cuales deberán contar con la aprobación del Operador de Red que garantizará el servicio a los usuarios. PARÁGRAFO. Una vez el Comité de Administración del FAER apruebe la asignación de recursos a los planes, programas o proyectos, se entenderá que el Aval Técnico y Financiero definido en el numeral 3 tendrá vigencia hasta que la Empresa que lo expidió o quien la sustituya reciba los activos construidos con los recursos del FAER. De igual forma, el OR deberá garantizar las acometidas para los suscriptores potenciales contemplados en el plan, programa o proyecto de inversión presentado con cargo a los recursos del FAER.

ARTÍCULO 12. Aprobación de planes y ejecución de proyectos. Derogado por el Artículo 8 del Decreto 1623 de 2015 . Para efectos de la aprobación de planes y ejecución de los proyectos se tendrán en cuenta las siguientes reglas: 1. La UPME revisará que el Plan de Expansión de Cobertura de cada OR cumpla con los criterios de eficiencia y de expansión, igualmente, deberá analizar el impacto del plan sobre la tarifa para los proyectos cuyo costo de inversión por kwh sea mayor al costo medio aprobado para el OR a cuyas redes se conectará el proyecto. 2. La UPME tendrá un plazo máximo de sesenta (60) días a partir de la recepción de los planes de expansión de cobertura de los OR's, para anunciar los resultados de su evaluación sobre los proyectos presentados. 3. La CREG reconocerá un incremento al cargo de distribución a los proyectos y/o planes de expansión, cuyo costo total de inversión por kWh superen el costo medio vigente, siguiendo los lineamientos establecidos en el Decreto 388 de 2007 y demás normatividad aplicable. Para esto la CREG tendrá un plazo máximo de treinta (30) días posterior al anuncio realizado por la UPME de que trata el numeral 2 anterior. 4. La ejecución, operación y adecuado funcionamiento de los proyectos propuestos por el OR en su Plan de Expansión de Cobertura, será responsabilidad exclusiva del OR. En estos casos, y para los proyectos que superen el aumento máximo al cargo de distribución descrito en el numeral 8 de este artículo, se podrán asignar recursos del FAER y/o de otros fondos del Estado a los OR que los presenten. 5. En el caso que los OR manifiesten no tener interés en la construcción de la infraestructura, la UPME podrá adelantar convocatorias públicas para que se ejecuten por terceros. 6. En las convocatorias se asignará el proyecto a quien menos recursos del Estado requiera para su construcción. 7. El Ministerio de Minas y Energía determinará una metodología de asignación de recursos del FAER, teniendo en cuenta un aumento máximo en el cargo de distribución y la cobertura en electrificación por departamento. 8. Serán sujetos de asignación del FAER y/o otros fondos estatales, por medio de convocatorias, aquellos proyectos que superen un aumento máximo al cargo de distribución. 9. El Ministerio de Minas y Energía podrá determinar, en el reglamento para los Planes de Expansión de Cobertura zonas que requieren de cobertura por razones de seguridad en el sistema, por orden público y/o por desarrollo social. Estas zonas deberán estar incluidas en los planes de expansión de los OR's correspondientes.

ARTÍCULO 13. Responsabilidad sobre los activos. Una vez concluidas las obras contempladas para el plan, programa o proyecto, el Operador de Red correspondiente energizará los activos, y asumirá la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura construida. Los activos financiados con fondos del FAER serán de propiedad del Ministerio de Minas y Energía. Una vez el OR haya efectuado la energización de los activos y hasta que se suscriba entre el Ministerio y el OR un convenio para el manejo de estos, los activos serán considerados como activos de conexión al Sistema de Distribución Local de propiedad de terceros para efectos de su remuneración y responsabilidad en la reposición, de acuerdo con lo establecido en la regulación vigente para estos efectos, el Decreto 388 de 2007 y aquella normatividad que la modifique, complemente o sustituya. Los activos de nivel 1 que se financien por parte de los Fondos de la Nación deberán ser repuestos por el OR. La CREG incorporará estos activos en el cálculo de la tarifa a reconocer al OR teniendo en cuenta un proporcional reconocimiento de reposición, según la vida útil de los activos.

ARTÍCULO 14. Ejecución de los recursos. Los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, se ejecutarán por parte del Ministerio de Minas y Energía o por quien este delegue. PARÁGRAFO. Los planes, programas o proyectos que se financien con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, deberán ser considerados como inversión social.

ARTÍCULO 15. Propiedad de los activos. Las inversiones con cargo a los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, tendrán como titular a la Nación-Ministerio de Minas y Energía en proporción a su aporte. Los activos que se construyan con los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas, FAER, podrán ser aportados al Operador de Red que brindó concepto técnico y financiero favorable al plan, programa o proyecto de acuerdo con los lineamientos establecidos en los Decretos 387 y 388 de 2007 y aquella normatividad que la modifique, sustituya o complemente y en aplicación a lo dispuesto en el artículo 87.9 de la Ley 142 de 1994, modificado por el artículo 143 de la Ley 1151 de 2007 y aquella norma que la modifique o sustituya.

ARTÍCULO 16. Vigencia y derogatorias. El presente decreto rige a partir de la fecha de su publicación y deroga los Decreto 3652 de 2003 y 3704 de 2007. PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE. Dado en Bogotá, D. C., a los 11 días del mes de abril de 2008. ÁLVARO URIBE VÉLEZ EL MINISTRO DE HACIENDA Y CRÉDITO PÚBLICO, OSCAR IVÁN ZULUAGA ESCOBAR. EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA, HERNÁN MARTÍNEZ TORRES. NOTA: Publicado en el Diario Oficial. N. 46957. 11 de abril de 2008. Volver Atrás Presidencia --> Vicepresidencia MinJusticia MinDefensa MinTrabajo MinInterior MinCiencias MinRelaciones MinHacienda MinSalud MinEnergía MinComercio MinDeporte MinTIC MinEducacion MinCultura MinAgricultura MinAmbiente MinTransporte MinVivienda Urna de Cristal entidad del sector función publica Carrera 6 # 12-62, Bogotá D.C. Código Postal: 111711 Teléfono Conmutador:: (+57) 601 5956600 Línea gratuita nacional: 018000931186 www.funcionpublica.gov.co Correo de Contacto: eva@funcionpublica.gov.co Notificaciones judiciales: notificacionesjudiciales@funcionpublica.gov.co contacto Horario de atención presencial grupo de Servicio al ciudadano: Lunes a Viernes, 7:30 a.m a 6:00 p.m Recepción de correspondencia: Lunes a viernes, 8:00 am a 4:00 pm Jornada Continua Línea gratuita nacional: 018000917770 --> servicios al ciudadano Notificaciones judiciales Notificación de actos administrativos Notificaciones a terceros Denuncias por actos de corrupción Participación ciudadana Preguntas frecuentes Formule su petición PQRS Mapa del sitio Ingreso correo institucional Estadísticas del sitio Acceder Política de Privacidad | Términos y condiciones de uso