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RESOLUCIÓN 40379 DE 2023

(mayo 16)

Diario Oficial No. 52.398 de 17 de mayo de 2023

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

Por la cual se deroga la Resolución número 41039 de 2016 y el artículo 3o de la Resolución número 40094 de 2021, y se establecen nuevos parámetros para la asignación de recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER).

LA MINISTRA DE MINAS Y ENERGÍA,

en uso de las facultades legales y en especial las conferidas por el artículo 2.2.3.3.1.3 del Decreto número 1073 de 2015 y los numerales 3, 13 y 23 del artículo 2o del Decreto número 381 de 2012, y

CONSIDERANDO:

Que el artículo 365 de la Constitución Política establece que los servicios públicos son inherentes a la finalidad social del Estado y es deber de este asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional.

Que de conformidad con la Ley 142 de 1994, la prestación del servicio de energía eléctrica y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos esenciales y el Estado intervendrá en los mismos con el fin de garantizar, entre otros, la adecuada prestación del servicio y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente.

Que el literal f) del artículo 3o de la Ley 143 de 1994 establece que le corresponde al Estado alcanzar una cobertura en los servicios de electricidad en las diferentes regiones y sectores del país, que garantice la satisfacción de las necesidades básicas de los usuarios de los estratos 1, 2 y 3 y los de menores recursos del área rural, a través de los diversos agentes públicos y privados que presten el servicio.

Que, de conformidad con lo establecido en el artículo 6o de la Ley 143 de 1994, las actividades relacionadas con el servicio de electricidad se regirán por principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad.

Que el artículo 105 de la Ley 788 de 2002 creó el Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER), el cual se encuentra reglamentado por el artículo 2.2.3.3.1.1 y siguientes del Decreto número 1073 de 2015, Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, estableció que los recursos de dicho Fondo deben destinarse para financiar planes, programas y proyectos de inversión priorizados para la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica en las zonas rurales interconectadas, que permitan ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de energía en las zonas interconectadas.

Que la vigencia de dicho Fondo fue extendida por la Ley 1376 de 2010 hasta el 31 de diciembre de 2018, norma que además amplió el objeto de inversión de los recursos de dicho fondo, permitiendo su destinación a la electrificación rural que tenga asociada líneas de interconexión de media tensión y subestaciones de distribución, así como para la reposición y rehabilitación de la existente en zonas de difícil gestión y zonas rurales de menor desarrollo, con lo cual se incrementa la confiabilidad, calidad y ampliación en la cobertura del servicio; cuya vigencia fue ampliada hasta el 31 de diciembre de 2030 por el artículo 21 de la Ley 1955 de 2019.

Que el Gobierno nacional expidió el Decreto número 1623 de 2015, modificando y adicionando el Decreto número 1073 de 2015, Único Reglamentario del Sector Minas y Energía, estableciendo lineamientos de política para la expansión de la cobertura del servicio de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional y en las Zonas No Interconectadas, el cual fue objeto de modificación mediante Decreto número 1513 de 2016.

Que el artículo 2.2.3.3.1.1.0 del Decreto número 1073 de 2015, Único Reglamentario del Sector Minas y Energía, modificado por el artículo 6o del Decreto número 1623 de 2015, así como por el artículo 4o del Decreto número 1513 de 2016, señala que el Ministerio de Minas y Energía podrá aprobar para su financiación con recursos FAER, proyectos que hubieren sido viabilizados técnica y financieramente por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Que el artículo 3o del Decreto número 884 de 2017, dispuso que, para la implementación del Plan Nacional de Electrificación Rural, el Ministerio de Minas y Energía establecerá criterios de priorización para que los proyectos que se presenten a cada uno de los correspondientes Comités de Administración para aprobación de recursos guarden coherencia con dicho Plan y con las priorizaciones regionales realizadas a partir de los Planes de Desarrollo con Enfoque Territorial (PDET).

Que el artículo 45 de la Ley 2099 de 2021, faculta al Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) para estructurar, presentar y viabilizar ante fondos públicos que hagan inversiones en el sector eléctrico, con el fin de promover planes, programas y proyectos en el Sistema Interconectado Nacional.

Que en el numeral 1 del artículo 2.2.3.3.1.9., del Decreto número 1073 de 2015, se indica que el Ministerio de Minas y Energía establecerá “(…) los criterios de priorización que deberá aplicar la CREG para incluirlos a los proyectos de ampliación de cobertura en el respectivo cargo de distribución”.

Que, en cumplimiento de lo exigido en el numeral 8 del artículo 8o de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con lo establecido en las Resoluciones números 40310 y 41304 de 2017, el proyecto de la presente resolución se publicó para comentarios de la ciudadanía en la página web del Ministerio de Minas y Energía entre los días trece (13) y veintiocho (28) de abril de 2023.

Que, igualmente el proyecto de resolución para consulta ciudadana, la Dirección de Energía remitió el presente proyecto a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y al Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) para su conocimiento y comentarios.

Que, en mérito de lo expuesto,

RESUELVE

ARTÍCULO 1o. LOS PROYECTOS FINANCIABLES CON RECURSOS DE FAER. De conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.3.3.1.3 del Decreto número 1073 de 2015, se podrán financiar con recursos FAER 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 eléctrica. La ampliación de cobertura podrá realizarse a través de i) Redes Físicas o ii) Redes Logísticas y de Servicio.

PARÁGRAFO 1o. Se podrá financiar programas y proyectos de inversión en nueva infraestructura eléctrica, de reposición, rehabilitación y/o modernización de la existente, mediante mecanismos de vinculación de capital público y/o privado. El comité del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales (CAFAER) determinará los lineamientos para dicho fin.

ARTÍCULO 2o. MECANISMOS DE PRESENTACIÓN DE PROYECTOS FINANCIABLES CON RECURSOS DE FAER. Los proyectos a ser financiados con recursos del FAER, podrán presentarse de conformidad con lo descrito en el artículo 2.2.3.3.1.10 del Decreto número 1073 de 2015.

PARÁGRAFO 1o. En el evento en el que el Ministerio de Minas y Energía adopte el mecanismo contemplado en el numeral 3 del artículo 2.2.3.3.1.10 del Decreto número 1073 de 2015; el Ministerio mediante resolución establecerá los parámetros de dicha convocatoria.

ARTÍCULO 3o. PRESENTACIÓN DE PROYECTOS FINANCIADOS CON RECURSOS FAER. Están facultados para presentar planes, programas o proyectos de inversión priorizados para la construcción e instalación de nueva infraestructura eléctrica en las zonas rurales interconectadas, el Operador de Red de energía eléctrica y el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE).

PARÁGRAFO 1o. Las Entidades Territoriales podrán presentar proyectos de ampliación de cobertura de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional, siempre y cuando cuenten con el Aval técnico y financiero para su ejecución y operación en la etapa de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) por parte del Operador de Red de la zona de influencia del proyecto.

ARTÍCULO 4o. REQUISITOS NECESARIOS PARA LA PRESENTACIÓN DE PROYECTOS. Quien presente 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), deberán entregar en medio digital y/o magnético a la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) o al Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) o quien haga de sus veces, la siguiente documentación:

1. Carta de presentación para la solicitud de recursos. Documento firmado por el representante legal de quienes presenten el proyecto, especificando los datos generales del proyecto y el área beneficiada georreferenciada y donde se certifique que el proyecto no ha sido presentado para ser financiado con otras fuentes de financiación públicas.

2. Metodología de Marco Lógico. El respectivo plan, programa o proyecto deberá estar registrado mediante la Metodología General Ajustada (MGA) del Departamento Nacional de Planeación o el que este disponga.

3. Aval técnico y Financiero del Operador de Red. Documento firmado por el Representante Legal del Operador de Red sobre la viabilidad técnica y financiera del proyecto de inversión y en su etapa de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM); y además se deberá indicar que el Operador de Red se obliga a:

a) Autorizar la energización de los activos que se construyan de acuerdo con el proyecto de inversión;

b) Recibir los activos construidos como resultado de la ejecución del proyecto para efectuar las labores de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM);

c) Efectuar la reposición de los activos cuando sea necesario;

d) Garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica a los suscriptores potenciales, ofreciendo los índices de calidad y continuidad previstos en la regulación;

e) Que el proyecto cumple con las especificaciones y normas técnicas que han sido establecidas para los materiales y equipos, así como para la construcción e instalación de la nueva infraestructura eléctrica.

4. Análisis de costos y presupuesto. Análisis de costos unitarios estimados para la ejecución del proyecto, con el resumen del costo general, incluyendo los valores de administración de los recursos, la interventoría integral (técnico, financiero, administrativo, jurídico, social y ambiental), la capacitación; así como los costos para: construcción, instalación, acometidas, medidores, instalaciones internas, compra de predios (construcción y/o ampliación de subestaciones), requerimientos de permisos de paso, servidumbres y ejecución de planes de manejo ambiental necesarios para el desarrollo de los planes, programas o proyectos a ser financiados.

Se deberá consignar la información relacionada con el número de familias beneficiadas con el proyecto, especificando cuales corresponden a suscriptores potenciales (nuevos) y cuáles son usuarios que cuentan con el servicio de energía eléctrica.

<Inciso adicionado por el artículo 1 de la Resolución 40604 de 2023. El nuevo texto es el siguiente:> En aplicación de lo dispuesto por el artículo 2.2.3.3.1.3. del DUR 1073 de 2015, modificado por artículo 3o del Decreto 099 de 2021, también se incluirán los costos de interventoría para la implementación de los proyectos de inversión.

5. Diseños técnicos. Diseños eléctricos, civiles, ambientales con los respectivos estudios de campo, laboratorio, según aplique de acuerdo con la tipología del proyecto, planos en formato DWG y PDF elaborados por capas que coincida con las convenciones indicadas en el mismo, así como las memorias de cálculo donde se deberá consignar información sobre la infraestructura eléctrica proyectada y existente, de ser necesario esta última. Todos los documentos de diseños técnicos deberán contar con la firma del profesional competente con su respectiva matrícula profesional.

Adicionalmente, se debe presentar por parte del profesional competente el certificado en el cual conste que se cumplen las normas técnicas colombianas (NTC) y el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE) aplicables.

6. Renuncia a los derechos de autor. Documento en el cual conste la Cesión de los derechos patrimoniales de autor por parte del diseñador y/o del Representante Legal del Operador de Red, El Ente Territorial o el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE); y en el que se autoriza la utilización y ajuste de los diseños por parte del Ministerio de Minas y Energía o el ejecutor del proyecto y su interventoría.

7. Certificado de selección de la mejor alternativa. El estructurador del proyecto deberá certificar que la alternativa propuesta del proyecto corresponde a la mejor alternativa para atender el problema propuesto, de acuerdo con el análisis de alternativas realizado para el proyecto.

El análisis de alternativas deberá considerar como mínimo una alternativa de evaluación y estar de acuerdo con la metodología del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura (PIEC).

8. Certificación de intervención de activos existentes. Certificado de propiedad de los activos existentes, el estado en que estos se encuentran, permiso del propietario para su uso, indicar que planean hacer con los activos retirados, indicar si estos activos fueron remunerados vía tarifa y si hacen parte del inventario de activos reportados a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en caso de que aplique.

9. Usuarios beneficiados. Información geográfica en medio digital de la relación de los usuarios a beneficiar la cual se deberá referirse al dato oficial adoptado para Colombia (MAGNA-SIRGAS), indicando el origen, en coordenadas planas, para lo cual anexará:

a) Archivo shapefile;

b) Relación de usuarios beneficiados georreferenciados en hoja de cálculo por departamento, municipio, vereda, así como la pertenencia étnica (nombre pueblo/ étnica, resguardo cabildo, ranchería, asentamiento, consejos comunitarios, asociación, según aplique el usuario) y municipios de paz, y la caracterización de enfoque de género y población.

10. Cronograma de etapas y actividades. Documento en el que se debe estimar el tiempo requerido para desarrollar el proyecto relacionado con las etapas, las actividades del presupuesto, relación de tiempos y actividades para realizar el seguimiento a la ejecución del proyecto, donde se especifiquen las siguientes etapas:

a) Etapa previa: Etapa de socialización, verificación de usuarios, localización del proyecto, verificación de diseño, especificación y presupuesto, verificación de usuarios en zonas de alto riesgo, entre otras, (según corresponda);

b) Etapa de contratación de obra;

c) Etapa de ejecución de obra;

d) Etapa de liquidación de contratos de obra interventoría.

11. Flujo de fondos. Documento de cálculo que indique la distribución de recursos por etapa y actividades en orden cronológico relacionando los porcentajes parciales y acumulados de ejecución, según el cronograma y el presupuesto establecido.

12. Certificación de que el proyecto no se encuentra ubicado en Zona de Alto Riesgo. Certificado del funcionario competente de la entidad territorial donde se ejecutará el proyecto, en el cual conste que las coordenadas donde se ubicará el proyecto, no está localizado en zona que presente alto riesgo y que está acorde con el uso y tratamientos del suelo de conformidad con el respectivo instrumento de ordenamiento territorial: sea este Plan de Ordenamiento Territorial (POT), Plan Básico de Ordenamiento Territorial (PBOT), o Esquema de Ordenamiento Territorial (EOT), según lo señalado en la normativa vigente.

13. Certificación de Parques Nacionales. Certificación de Parque Nacionales Naturales en donde se establezca que las comunidades o potenciales usuarios beneficiarios no se encuentran ubicadas en áreas pertenecientes al Sistema de Parques Nacionales Naturales o en su defecto la autorización de la realización de adecuaciones o mejoras sobre las edificaciones existentes al interior de áreas del Sistema de Parques Nacionales, por parte de la Unidad Administrativa Especial de Parques Nacionales Naturales.

14. Concepto de pertinencia y oportunidad de consulta previa. Concepto emitido en firme por la autoridad nacional de consulta previa donde se conceptúe que no procede la consulta previa para el proyecto.

15. Acta de socialización y compromisos con los actores. Documento en el que deben quedar consignados los compromisos de la comunidad, el ente territorial y el Operador de Red (OR) del área de influencia. Así mismo, deberá consignar información sobre la capacidad de pago de los usuarios y el número de usuarios beneficiados con el proyecto, especificando cuales corresponden a suscriptores, nuevos y cuáles mejorarían su servicio de energía eléctrica y los posibles usuarios por ampliación de cobertura.

El acta debe estar firmada por un representante de la alcaldía, el operador de Red y un representante de las comunidades beneficiarias del proyecto, el cual según el listado de usuarios pueden ser representante legal de Consejos Comunitarios, Representante legal de Resguardo Indígena, Líder Comunitario, Representante de la Junta de Acción Comunal.

Nota. Los compromisos consignados en esta acta serán de cumplimiento siempre y cuando se asignen recursos del fondo FAER al proyecto de electrificación.

16. Diseño social. Análisis socioeconómico de las comunidades en el área de influencia del proyecto, así como el plan de trabajo social para la implementación de la solución energética.

17. Análisis de riesgos. Documento en el que se identifiquen los principales riesgos del proyecto, incluyendo, entre otros aspectos, una matriz de probabilidad y valoración del riesgo - consecuencia y las acciones de manejo, así como la inclusión del análisis de riesgos de desastres, de conformidad con lo establecido en el artículo 38 de la Ley 1523 de 2012, según la escala de diseño del proyecto.

18. Carta a autoridades ambientales. Carta de presentación del proyecto remitida a la autoridad ambiental competente. Para el caso de proyectos que requieran licencia ambiental, de conformidad con la normatividad vigente, se deberá presentar la respuesta de la autoridad ambiental competente sobre la exigencia de la licencia ambiental y/o permisos ambientales complementarios necesarios para la ejecución de los proyectos.

19. Planes de manejo ambiental, forestal y compensaciones. Si se considera que el proyecto puede requerir algún tipo de planes de manejo ambiental, forestal y compensaciones, se debe presentar en el presupuesto el valor estimado de todos los costos con los correspondientes soportes.

20. Certificación manejo predial. Documento suscrito por el representante legal del Ente Territorial donde se desarrollará el proyecto, con su respectiva presentación personal ante autoridad competente, en el que se plasme el compromiso inequívoco e indeclinable de su parte, de asumir los costos y/o gastos que se produzcan como resultado de la gestión predial (compra de predios diferentes a adquisición de áreas destinadas a la construcción y/o ampliación de subestaciones), o entregar a título de donación las áreas requeridas.

Adicionalmente, manifestará el compromiso de suscribir el contrato o documento donde queden plasmadas dichas obligaciones, el cual no será exigible para los proyectos que a la fecha de expedición de la presente resolución se encuentren radicados ante la UPME y el IPSE.

PARÁGRAFO 1o. Los proyectos de ampliación de cobertura deberán incluir los costos de las acometidas, medidores e instalaciones internas.

PARÁGRAFO 2o. Con recursos del Fondo FAER no se financiarán costos de trámites de aprobación de licencias ambientales.

PARÁGRAFO 3o. La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) o quien haga de sus veces de estas entidades determinará las herramientas o los formatos que se deben diligenciar para cada uno de los requisitos establecidos en el artículo 4o de la presente resolución.

El plazo para la publicación de los formatos tendrá un término de 2 meses a partir de la vigencia de esta resolución.

PARÁGRAFO 4o. 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 mencionado en el numeral 3 del presente artículo tendrá vigencia hasta que el OR que lo expidió o quien lo sustituya, reciba los activos construidos.

ARTÍCULO 5o. EVALUACIÓN Y VIABILIZACIÓN DE LOS PROYECTOS. La Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) y El Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) o quien haga sus veces efectuará una evaluación técnica y financiera de los proyectos establecidos en el artículo 1o de la presente resolución.

El plazo para la evaluación y viabilización de los proyectos será de 15 días hábiles a partir de la radicación de los proyectos.

PARÁGRAFO 1o. El resultado favorable de la evaluación técnica y financiera de los proyectos dará lugar al concepto de viabilidad que, será remitido al Ministerio de Minas y Energía junto con el proyecto evaluado.

ARTÍCULO 6o. GRUPO DE APOYO TÉCNICO. El Grupo de Apoyo Técnico a que hace referencia el artículo 2.2.3.3.1.5, del Decreto número 1073 de 2015, estará integrado por funcionarios y/o contratistas del Ministerio de Minas y Energía y deberá entre otras funciones presentar al Comité de Administración (CAFAER) un orden de prioridad de los proyectos presentados de acuerdo con los criterios establecidos en la presente resolución.

ARTÍCULO 7o. CRITERIOS PARA LA ASIGNACIÓN DE RECURSOS FAER. Para la asignación de recursos del FAER por parte del Ministerio de Minas y Energía se tendrán en cuenta los siguientes criterios de elegibilidad de proyectos:

Donde:

OEP: Orden de elegibilidad de los proyectos.

UNB: Usuarios nuevos beneficiados con cada proyecto objeto de evaluación.

UNA: El mayor UNB de los proyectos objeto de evaluación.

UEB: Usuarios existentes beneficiados con cada proyecto objeto de evaluación.

UEA: El mayor UEB de los proyectos objeto de evaluación.

CxUA: El menor costo por usuario de los proyectos objeto de evaluación.

CxUB: Costo por usuario de cada proyecto objeto de evaluación.

Mpaz: Municipios de paz: Si el proyecto incluye al menos un municipio que haga parte de las Zonas más Afectadas por el Conflicto Armado (ZOMAC) y/o haya sido priorizado para la implementación de Programas de Desarrollo con Enfoque Territorial (PDET), se asignará el valor de 1, de lo contrario el valor será 0.

Étnicos: Grupos étnicos: Si el proyecto incluye al menos un grupo étnico (Indígenas y Comunidades Negros, Afrocolombianas, Raizales y Palenqueros) se asignará el valor de 1, de lo contrario el valor será 0.

Cmpio: Municipios categoría 6: Si el proyecto incluye un municipio categoría 6 se asignará el valor de 1, de lo contrario el valor será 0.

ARTÍCULO 8o. COMITÉ DE ADMINISTRACIÓN. De conformidad con lo establecido en el artículo 2.2.3.3.1.4 del Decreto número 1073 de 2015, el Ministerio de Minas y Energía, a través del Comité de Administración (CAFAER), aprobará, objetará e impartirá instrucciones y recomendaciones sobre los proyectos presentados por el Grupo de Apoyo Técnico en los términos establecidos.

ARTÍCULO 9o. EJECUCIÓN DE LOS PROYECTOS. El Ministerio de Minas y Energía definirá los procesos de contratación necesarios para la ejecución de los proyectos aprobados mediante el comité CAFAER; de conformidad a las normas de la contratación estatal y los principios de la función administrativa, respectivamente según sea el caso y estarán sometidas al régimen de inhabilidades e incompatibilidades previsto legalmente para la contratación estatal.

PARÁGRAFO 1o. Se dará prioridad al Operador de Red de la zona de influencia para que ejecute el proyecto y, en caso de no estar interesado en la ejecución de estos proyectos, deberá suscribir una carta de compromiso que autorice la conexión, energización y la suscripción del convenio con el Ministerio para adelantar la Administración, Operación y Mantenimiento, previa la suscripción del contrato con el ejecutor del proyecto.

ARTÍCULO 10. INTERVENTORÍAS DE LOS PROYECTOS. <Artículo derogado por el artículo 3 de la Resolución 40604 de 2023>

ARTÍCULO 11. ADMINISTRACIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. Conforme con lo establecido en el artículo 2.2.3.3.1.10 del Decreto número 1073 de 2015, los activos financiados total o parcialmente con recursos del FAER, que se conecten a la red de un Operador de Red, deberán ser recibidos, energizados y operados por este.

ARTÍCULO 12. VIGENCIA. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial.

PARÁGRAFO 1o. <Ver Notas de Vigencia> Los proyectos que, para la fecha de entrada en vigor de la presente resolución, hayan sido radicados ante la UPME, serán revisados y evaluados bajo las condiciones de esta, con excepción de los requisitos descritos en el artículo 4o, los cuales se mantendrán bajo las condiciones del artículo 5o de la Resolución número 41039 de 2016.

ARTÍCULO 13. DEROGATORIA. La presente resolución deroga la Resolución número 41039 del 31 de octubre del 2016 y el artículo 3o de la Resolución número 40094 de 2021.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D. C., a 16 de mayo de 2023.

La Ministra de Minas y Energía,

Irene Vélez Torres.

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