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﻿ RESOLUCIÓN 26 DE 1999
RESOLUCIÓN 26 DE 21 DE JUNIO DE 1999
CONTENIDO:ENTIDADES DEL SECTOR ELÉCTRICO. SE ADOPTA LA METODOLOGÍA PARA ESTABLECER LOS COSTOS UNITARIOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL.
RESOLUCIÓN 26 DE 1999
“Por la cual se adopta la metodología para establecer los costos unitarios de las unidades constructivas del STN, se fijan los costos unitarios aplicables durante el período 2000-2004 y se establecen las áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones.
Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante Resolución 051 de 1998, modificó el numeral 7º del código de planeamiento y creó un Comité Asesor del Planeamiento de la Transmisión, CAPT;
Que de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 4º y en el anexo Nº 1 de la Resolución CREG-051 de 1998, se le asignó al CAPT la función de someter a consideración de la comisión una propuesta de costos unitarios y unidades constructivas para el sistema de transmisión nacional, STN, y una metodología para la revisión de los mismos;
Que de acuerdo con lo dispuesto en los literales c) y d) del artículo 23 de la Ley 143 de 1994, es función de la CREG definir y aprobar los cargos por los servicios de coordinación prestados por los centros regionales de despacho, CRD;
Que de acuerdo con lo dispuesto en los numerales 3º y 4º del artículo 5º de la Resolución CREG-103 de 1996, los CRD se consideran como dependencias asociadas con la actividad de transmisión de las empresas copropietarias del STN;
Que en la resolución mencionada, se definió la remuneración aplicable a los CRD existentes con base en un período de recuperación de la inversión de siete (7) años, de los cuales habrán transcurrido tres (3) al finalizar el año de 1999;
Que en el contexto del nuevo marco regulatorio aplicable al STN y establecido en la Resolución CREG-004 de 1999, se considera conveniente incorporar la remuneración descrita en el considerando anterior, definiendo los CRD existentes, como unidades constructivas asociadas a la infraestructura de transmisión;
Que restan cuatro (4) años para la recuperación total de la inversión reconocida a los CRD existentes;
Que teniendo en cuenta las funciones asignadas a los CRD (Res. CREG-102/96), la reposición de estos centros sólo se justifica, en la medida en que se traduzca en una reducción de los costos operativos del transmisor y por lo tanto, su reposición debe ser sufragada con los ingresos reconocidos a dichos agentes y establecidos en la Resolución CREG-004 de 1999;
Que la comisión, en sesión del día 21 de junio de 1999, aprobó la adopción de las unidades constructivas y de los costos unitarios correspondientes, que servirán de base para valorar los activos del sistema de transmisión nacional, en los términos previstos en la Resolución CREG-004 de 1999,
Bahía. Conjunto de equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o un transformador, o un autotransformador, al barraje de una subestación, al igual que los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro.
Centro regional de control. Centros responsables de la planeación eléctrica de corto plazo, coordinación, supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y plantas de generación que se encuentren bajo su cobertura, coordinando la operación y maniobras de esas instalaciones, con sujeción a las instrucciones impartidas por el CND y teniendo como objetivo una operación segura y confiable del SIN, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos del CNO.
Elementos técnicos. Representan los equipos y/o materiales que conforman las unidades constructivas.
Módulo. En el contexto de la presente resolución, se entiende por “módulo” el conjunto de equipos de compensación capacitiva o reactiva y equipos asociados que se conectan a bahías de compensación.
Módulo común. Conjunto de equipos comunes que sirven a toda una subestación, tales como servicios auxiliares, protección de barras, SCC común, etc.
ART. 2º—Unidades constructivas. Se adoptan las unidades constructivas, definidas en el anexo 1 de la presente resolución.
PAR.—No se admitirán unidades constructivas diferentes a las establecidas en la presente resolución, durante el período comprendido entre el 1º de enero del año 2000 y el 31 de diciembre del año 2004. La totalidad de activos del STN, deberán clasificarse directamente o por asimilación, en las unidades constructivas establecidas.
ART. 3º—Metodología para el cálculo de los costos unitarios de las unidades constructivas. La metodología aplicada se presenta a continuación:
a) Determinación de los elementos técnicos componentes de cada una de las unidades constructivas;
b) Determinación del costo FOB de cada uno de los elementos técnicos componentes de cada una de las unidades constructivas;
c) Determinación del factor de instalación aplicable a cada una de las unidades constructivas;
d) Obtención del costo unitario de cada unidad constructiva, mediante la multiplicación del costo FOB de la respectiva unidad, por el factor de instalación correspondiente;
ART. 4º—Remuneración de la unidad constructiva centro regional de control, CRC. Con carácter de excepción y durante los años 2000, 2001, 2002 y 2003 se remunerará la unidad constructiva CRC.
Los gastos por concepto de AOM asociados a los CRC, están considerados dentro de los porcentajes aprobados como gastos AOM, establecidos en la Resolución CREG-004 de 1999. La parte variable que se reconocía por subestación (Res. CREG-103/96), ha sido considerada dentro del costo unitario establecido en la presente resolución para las unidades constructivas de bahías de líneas y transformadores.
ART. 5º—(Modificado).* Áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones (ATUC u.c.). Para determinar el costo por concepto de terrenos, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4º de la Resolución CREG-004 de 1999, se adoptan las siguientes ATUC:
Subestación 230 kV Bahía línea (m2) Bahía transform. (m2) Bahía acople o transferencia (m2) Bahía seccionam. (m2) Módulo común (m2)
Barra sencilla 1200 1200 1200
Barra principal y transferencia 1500 1500 1500 2400 3300
Doble barra 1500 1500 1500 2400 3300
Doble barra más transferencia 1500 1500 1500 2400 3300
Doble barra más by-pass 1600 1600 2600 2600 3700
Interruptor y medio 900 900 4000
Anillo 900 4000
Doble barra encapsulada 160 80 80 80 900
Doble barra más transferencia 3600 3600 3600 2100 6500
Interruptor y medio 3600 3600 6500
*(Nota: Modificado por la Resolución 64 de 1999 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).
ART. 6º—Elementos activos. De acuerdo con lo establecido en el parágrafo del artículo 7º de la Resolución CREG-004 de 1999, la UPME mantendrá un inventario de activos del STN. Los activos inventariados deberán clasificarse por unidad constructiva y por propietario.
ART. 7º—Aplicación de los costos unitarios de las unidades constructivas. Para la aplicación a partir del mes de enero del año 2000, de los costos unitarios aprobados en la presente resolución y expresados en dólares americanos del mes de diciembre de 1997, deberán referirse a pesos del mes de diciembre del año 1999, aplicando la tasa representativa del mercado del último día hábil de dicho mes, publicada por el Banco de la República. Los costos unitarios así expresados, se actualizarán mensualmente con el IPP publicado por el Banco de la República.
ART. 8º—Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y contra ella no procede recurso alguno por la vía gubernativa por tratarse de un acto de carácter general.
Dada en Santafé de Bogotá, D.C., a 21 de junio de 1999.
1.1. Subestaciones. Las unidades constructivas de conexión para cada una de las diferentes configuraciones de barraje y todos los niveles de tensión de una subestación son las siguientes:
UC1. Módulo común (tipo 1 y tipo 2).
UC2. Bahía de línea.
UC3. Bahía de transformación.
UC4. Bahía de transferencia.
UC5. Bahía de seccionamiento.
UC6. Bahía de acople.
UC7. Bahía de compensación.
UC8. Módulo de compensación.
UC9. Autotransformador de potencia.
Módulo común tipo 1 : Subestaciones con 6 o menos bahías.
Módulo común tipo 2 : Subestaciones con más de 6 bahías.
1.2. Unidades constructivas UC1 a UC6 por tipo de configuración. Las configuraciones tipificadas de subestaciones son las siguientes:
Configuración 1: Barra sencilla (230 kV).
Configuración 2: Barra principal y transferencia (230 kV).
Configuración 3: Doble barra (230 kV)
Configuración 4: Doble barra más seccionador de transferencia (230 y 500 kV).
Configuración 5: Doble barra más seccionador de By- Pass (230 kV).
Configuración 6: Interruptor y medio (230 y 500 kV).
Configuración 7: Anillo (230 kV).
Configuración 8: Doble barra encapsulada (230 kV).
1.3. Unidades constructivas UC7 a UC8 por tipo de activo. Los activos considerados son los siguientes:
Activo 1: Compensación serie 3x22 MVAR.
Activo 2: Compensación capacitiva paralela (interruptor y medio) 72 MVAR.
Activo 3: Compensación capacitiva paralela (Anillo) 20 MVAR.
Activo 4: Compensación capacitiva paralela (barra principal y transferencia) 60 MVAR.
Activo 5: Compensación capacitiva paralela (doble barra + transferencia) 60 MVAR.
Activo 6: Compensación reactiva maniobrable (barra principal y transferencia) 230 kV 20 MVAR.
Activo 7: Compensación reactiva de línea maniobrable 500 kV 20 MVAR.
Activo 8: Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 2200 Ohms.
Activo 9: Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 1100 Ohms.
Activo 10: Banco reactores para terciario autotransformador 50 MVAR.
Activo 11: Compensación estática reactiva.
2. Líneas de transmisión. La unidad constructiva para líneas de transmisión está expresada en “km de línea”. Se establecen las siguientes unidades constructivas:
UC1. Circuito sencillo 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.
UC2. Circuito sencillo 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2.
UC3. Circuito sencillo 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3.
UC4. Circuito doble 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.
UC5. Circuito doble 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2.
UC6. Circuito doble 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3.
UC7. Circuito sencillo (4x1) 500 kV. Conductor ACAR 600 MCM. Nivel 1.
UC8. Circuito sencillo (4x1) 500 kV. Conductor ACAR 800 MCM. Nivel 2.
UC9. Circuito doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.
UC10. Circuito doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2.
UC11. Circuito doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3.
0 m < Nivel 1 £ 500 m.
500 m < Nivel 2 £ 2000 m.
2000 m < Nivel 3.
3. Centros regionales de control, CRC. La unidad constructiva para los CRC está expresada en forma global y corresponde a la estación maestra con toda la infraestructura asociada, de la cual se excluyen los equipos asociados a las subestaciones que controla, los cuales han sido considerados dentro de las unidades constructivas de subestación UC2 a UC8.
UC1. Centro regional de control, CRC.
1. Subestaciones
(US$ dic./97) Módulo común Tipo 1 Módulo Común Tipo 2 Bahía Línea Bahía
Barra Sencilla 934,804 1,073,093 471,398 349,379
Barra Principal y Transferencia 1,028,391 1,166,680 514,069 392,050
Barra Doble 1,028,391 1,173,707 515,967 391,384
Barra Doble + Transferencia 1,116,441 1,254,730 538,201 416,182
Barra Doble + By pass 1,116,441 1,254,730 557,284 435,265
Interruptor y Medio 1,017,475 1,155,764 580,481 458,462
Encapsulada Barra Doble 1,268,332 1,406,621 1,020,492
Barra Doble + Transferencia 1,322,716 1,370,716 1,232,538 1,016,887
Interruptor y Medio 1,322,716 1,370,716 1,527,214 1,275,068
(US$ dic./97)
Bahía de Transferencia 208,280
Bahía de Acople 296,349
Barra de Seccionamiento 303,376
Bahía de Acople Encapsulada 532,953
Barra de Seccionamiento Encapsulada 108,976
Bahía de Acople 829,041
Autotransformadores (US$ dic./97)
B. Autotransformador 230/500 3,074,036
Bahías y módulos de compensación (US$ de dic./1997) Bahía Módulo
Compensación Serie 3x22 MVAR (Bahía + Módulo) 1,887,522 -
Compensación Capacitiva Paralela (I y 1/2) 72 MVAR 463,225 699,095
Compensación Capacitiva Paralela Anillo 20 MVAR 413,692 602,153
Compensación Capacitiva Paralela (B Ppal &T) 60 MVAR 421,673 489,123
Compensación Capacitiva Paralela (DB + T) 60 MVAR 445,805 489,123
Compensación Reactiva Maniobrable (B Ppal &T) 230 kV 20 MVAR 397,649 691,328
Compensación Reactiva Línea Maniobrable a 500 kV 20 MVAR 523,895 733,026
Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 2200 ohms 288,842 1,195,725
Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 1100 ohms 288,842 1,094,725
Banco Reactores para Terciario Autotransformador 50 MVAR 460,960
Compensación Estática Reactiva 1,220,436 17,474,600
2. Líneas.
Líneas de transmisión 0 (US$/km de dic./97) Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3
Línea 230 kV 1 Circuito 35,443 38,748 42,727
Línea 230 kV 2 Circuito 57,007 63,337 70,730
Línea 230 kV 2 Circuito (2X1) 68,959 78,624 83,753
Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 79,126 91,820
Metodología de cálculo del factor de instalación. El factor de instalación se calcula como un factor multiplicador aplicable al costo FOB de una unidad constructiva, que involucra todos aquellos costos y gastos adicionales en que se incurre para la puesta en servicio o puesta en operación de la unidad constructiva correspondiente. Se expresa en porcentaje del costo FOB.
a) Costo FOB. Free on board (franco a bordo del buque). Estos costos se refieren a la transferencia de la propiedad y de los riesgos de los equipos al comprador; tiene lugar en el momento de la entrega a bordo del buque o medio de transporte designado por el comprador. Se incluyen todos los egresos de origen legal propios del país de origen del bien comprado, pero no el transporte marítimo ni los seguros correspondientes;
b) Costo CIF. Costo, seguro y flete. Se aplica al equipo y/o material importado. Corresponde al costo del bien puesto en puerto colombiano, antes de la legalización de la importación.
Costo transporte internacional. Incluye los costos necesarios para transportar los equipos y/o materiales desde puertos extranjeros hasta puertos colombianos. El costo se expresa como un porcentaje del valor FOB del equipo y/o material.
Costo seguro internacional. Incluye los costos pagados a compañías especializadas para asegurar los equipos y/o materiales por daños, robo, atentados terroristas y otros. El costo se expresa como un porcentaje del valor FOB del equipo y/o material;
c) Costo DDP. Delivered duty paid (entregada derechos pagados). Significa que el vendedor ha cumplido su obligación de entregar la mercancía cuando ha sido puesta a disposición del comprador, en el lugar convenido del país de importación. El vendedor ha de asumir todos los riesgos y gastos relacionados con llevar la mercancía hasta ese lugar incluidos los derechos, impuestos y demás cargos oficiales exigibles a la importación, así como los gastos y riesgos de llevar a cabo las formalidades aduaneras. Se calcula de acuerdo a la siguiente expresión:
Costo arancel. Corresponde al impuesto que debe pagarse por la importación del equipo y/o material. Está definido por la legislación colombiana como un porcentaje que varía de acuerdo con la posición arancelaria en la que esté clasificado el equipo y/o material (15% del CIF).
Costo transporte nacional y costo seguro nacional. Incluye los costos necesarios para transportar los equipos y/o materiales desde el puerto colombiano (para material importado) o desde la fábrica (para material nacional) hasta el sitio de la obra. Su cálculo se realiza como un porcentaje del costo CIF pero se expresa en términos del costo FOB.
IVA. Impuesto al valor agregado. 16% del (Costo CIF + Arancel).
Costo bodegaje. Incluye costos por arrendamiento de una instalación para almacenar los equipos, mientras se legaliza su nacionalización o su despacho. Su cálculo se realiza como un porcentaje del costo CIF pero se expresa en términos del costo FOB;
d) Costo directo. Se calcula mediante la siguiente expresión:
Costo montaje, pruebas y puesta en marcha. Incluye la mano de obra calificada, materiales y equipos para el montaje, pruebas y puesta en marcha de la unidad constructiva. Se establece como un porcentaje del costo FOB.
Costo obra civil. Incluye los costos necesarios para la construcción de la unidad constructiva. No incluye la adecuación del terreno en las subestaciones. En el caso de líneas el valor de la obra civil y el montaje, pruebas y puesta en marcha, se establece como un solo ítem de costo. Se establece como un porcentaje del costo FOB.
Costo repuestos. Incluye el costo de los repuestos de acuerdo con lo establecido en el código de redes para el caso de líneas. En el caso de subestaciones se reconoce un porcentaje. Se establece como un porcentaje del costo FOB.
Costo gestión ambiental. En líneas se determinan como un costo fijo por kilómetro, independientemente del nivel de tensión. En subestaciones, se consideran dentro del costo obra civil. Se establece como un porcentaje del costo FOB.
Costo servidumbres. Incluye los costos necesarios para la compra de servidumbres y lotes para la construcción de líneas. Su valor depende del nivel de tensión de la línea, debido al ancho del corredor de transmisión. Se expresa como un porcentaje del costo FOB;
e) Costo indirecto. Se calcula mediante la siguiente expresión:
Costo indirecto = Costo diseño + Costo interventoría + Costo administración + Costo financiero
Costo diseño. Incluye los costos necesarios para los diseños básicos y de ingeniería detallada, especificaciones técnicas y cantidades de obra. Adicionalmente incluye los estudios de impacto ambiental. El valor correspondiente se expresa en función del costo FOB.
Costo interventoría. Incluye el costo de los servicios de control de calidad de las obras y su respectivo montaje. Adicionalmente, cubre el costo de asesorías técnicas. Se expresa en función del costo FOB.
Costo administración. Incluye el costo de la gerencia del proyecto. Se expresa en función del costo FOB.
Costo financiero. Es el costo reconocido del capital invertido durante la etapa de construcción. Se expresa en función del costo FOB.
Factor de instalación = costo directo + costo indirecto.
Costo unitario = factor de instalación * costo FOB
Módulos 230 kV Módulo común tipo 1 Módulo común tipo 2 Bahía línea Bahía transformador
Barra sencilla 235% 235% 205% 205%
Barra principal y transferencia 235% 235% 205% 205%
Barra doble 235% 235% 205% 205%
Barra doble + Transferencia 235% 235% 205% 205%
Barra doble + by pass 235% 235% 205% 205%
Interruptor y medio 235% 235% 205% 205%
Anillo 235% 235% 205% 205%
Encapsulada barra doble 235% 235% 190%
Módulos 500 kV Módulo Común Tipo 1 Módulo Común Tipo 2 Bahía Línea Bahía Transformador
Barra doble + transferencia 235% 235% 190% 190%
Interruptor y medio 235% 235% 190% 190%
Bahía de transferencia 205%
Bahía de acople 205%
Barra de seccionamiento 205%
Bahia de acople encapsulada 190%
Barra de seccionamiento encapsulada 190%
Bahía de acople 190%
B. Autotransformador 230/500 190%
Bahías y módulos de compensación Bahía Módulo
Compensación Serie 3x22 MVAR (bahía + módulo) 180% -
Compensación capacitiva paralela (I y 1/2) 72 MVAR 200% 185%
Compensación capacitiva paralela anillo 20 MVAR 200% 185%
Compensación capacitiva paralela (B Ppal. &T) 60 MVAR 200% 185%
Compensación capacitiva paralela (DB + T) 60 MVAR 200% 185%
Compensación reactiva maniobrable (B Ppal &T) 230 kV 20 MVAR 200% 185%
Compensación reactiva línea maniobrable a 500 kV 20 MVAR 185% 180%
Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 2200 ohms 185% 180%
Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 1100 ohms 185% 180%
Banco reactores para terciario autotransformador 50 MVAR 185%
Compensación estática reactiva 185% 180%
Líneas de transmisión Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3
Línea 230 kV 1 Circuito 280% 280% 280%
Línea 230 kV 2 Circuito 270% 270% 270%
Línea 230 kV 2 Circuito (2X1) 270% 270% 270%
Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 270% 270%
Módulos 230 kV (US$ dic./97) Módulo común tipo 1 Módulo común tipo 2 Bahía línea Bahía transformador
Barra sencilla 2,196,789 2,521,768 966,365 716,226
Barra principal y transferencia 2,416,718 2,741,698 1,053,840 803,701
Barra doble 2,416,718 2,758,211 1,057,732 802,337
Barra doble + transferencia 2,623,636 2,948,615 1,103,312 853,173
Barra doble + by pass 2,623,636 2,948,615 1,142,432 892,293
Interruptor y medio 2,391,066 2,716,045 1,189,986 939,847
Anillo 2,196,789 2,521,768 1,051,895 796,499
Encapsulada barra doble 2,980,580 3,305,559 1,938,935
Módulos 500 kV (US$ dic./97) Módulo común tipo 1 Módulo común tipo 2 Bahía línea Bahía transformador
Barra doble + transferencia 3,108,383 3,221,183 2,341,821 1,932,084
Interruptor y medio 3,108,383 3,221,183 2,901,706 2,422,629
Módulos 230 Kv (US$ dic./97)
Bahía de transferencia 426,974
Bahía de acople 607,515
Barra de seccionamiento 621,920
Bahía de Acople Encapsulada 1,012,611
Barra de seccionamiento encapsulada 207,054
Módulos 500 Kv (US$ dic./97)
Bahía de acople 1,575,178
B. Autotransformador 230/500 5,840,668
Bahías y módulos de compensación (US$ de Diciembre de 1997) Bahía Módulo
Compensación Serie 3x22 MVAR (bahía + módulo) 3,397,540
Compensación capacitiva paralela (I y 1/2) 72 MVAR 926,450 1,293,326
Compensación capacitiva paralela anillo 20 MVAR 827,384 1,113,983
Compensación capacitiva paralela (b ppal &T) 60 MVAR 843,346 904,878
Compensación capacitiva paralela (DB + T) 60 MVAR 891,610 904,878
Compensación reactiva maniobrable (b ppal &T) 230 kV 20 MVAR 795,298 1,278,957
Compensación reactiva línea maniobrable a 500 kV 20 MVAR 969,206 1,319,447
Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 2200 ohms 534,358 2,152,305
Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 1100 ohms 534,358 1,970,505
Banco reactores para terciario autotransformador 50 MVAR 852,776
Compensación estática reactiva 2,257,807 31,454,280
4. Costos unitarios – líneas
Líneas de transmisión (US$/km dic./97) Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3
Línea 230 kV 1 Circuito 99,240 108,495 119,635
Línea 230 kV 2 Circuito 153,920 171,009 190,972
Línea 230 kV 2 Circuito (2X1) 186,190 212,284 226,133
Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 213,639 247,913
Centros regionales de control (US$ dic./97) 1,565,000