UC Transmisión

ASESORÍA PARA LA VALORACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA LA ACTIVIDAD DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN

COLOMBIA

INFORME FINAL

DETERMINACIÓN DEL COSTO FOB DE LOS ELEMENTOS TÉCNICOS Y EL FACTOR DE INSTALACIÓN PARA UNIDADES

CONSTRUCTIVAS

DOCUMENTO No 2152-02-EL-RP-003

REVISIÓN 1

Itaguí, Junio de 2006

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG Documento No. 2152-02-EL-RP-003

Informe Final - Determinación del costo FOB de los elementos técnicos y el factor de instalación para unidades constructivas

Fecha: 06-06-22

HMV Ingenieros Ltda. 2

Archivo: UC_Transmisión.doc

TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN............................................................................................................... 4

1. METODOLOGÍA UTILIZADA ................................................................................. 4

1.1 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y FUENTES UTILIZADAS.......................... 4

1.2 METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS FOB................ 6

1.2.1 MANEJO DE DATOS............................................................................................. 6

1.2.2 EVALUACIÓN DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES............................................................ 9

1.2.3 OTRAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS .............................................................. 16

1.2.4 EVALUACIÓN UNIDADES CONSTRUCTIVAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN....... 18

1.2.5 EVALUACIÓN UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y ACTIVOS DE CONEXIÓN CON OTROS NIVELES DE TENSIÓN................................................................. 19

1.2.6 Áreas Típicas de las Unidades Constructivas de Subestaciones.......................... 20

1.2.7 COSTO DE LOS ELEMENTOS TÉCNICOS ........................................................ 20

1.3 METODOLOGÍA PARA DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE INSTALACIÓN.... 37

1.3.1 CALCULO VALORES INGENIERIA, INTERVENTORIA Y ADMINISTRACION DE EJECUCION PARA CÁLCULO DEL FACTOR DE INSTALACION DE SUBESTACIONES............................................................................................... 38

1.3.2 DISTRIBUCIÓN FÍSICO INTERNACIONAL - DFI ................................................ 38

1.3.3 FACTOR INGENIERÍA - FENG............................................................................ 41

1.3.4 FACTOR DE CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE – FC&M........................................ 42

1.3.5 PLAN DE MANEJO AMBIENTAL Y SERVIDUMBRES ........................................ 43

1.3.6 FACTOR DE OTROS GASTOS – FO .................................................................. 44

1.4 VALORACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS............................................................................................... 44

1.5 VIDA ÚTIL DE LOS EQUIPOS............................................................................. 46

1.5.1 VIDA ÚTIL - ASPECTOS CONTABLES Y TRIBUTARIOS ................................... 46

1.5.2 VIDA ÚTIL - SEGUROS ....................................................................................... 47

1.5.3 VIDA ÚTIL - LÍNEAS DE TRANSMISIÓN............................................................. 47

1.5.4 VIDA ÚTIL - TRANSFORMADORES DE POTENCIA........................................... 48

1.5.5 VIDA ÚTIL - EQUIPOS DE SUBESTACIÓN......................................................... 48

1.5.6 VIDA ÚTIL - CONCLUSIÓN ................................................................................. 48



Fecha: 06-06-22



1.6 ÍNDICE DE ACTUALIZACIÓN DE COSTO TOTAL DE UNIDAD CONSTRUCTIVA................................................................................................. 48

2. CONCLUSIONES ................................................................................................ 49

ANEXOS

ANEXO 1 DIAGRAMAS UNIFILARES UNIDADES CONSTRUCTIVAS

ANEXO 2 TABLAS

ANEXO 3 RESPUESTAS INFORMACION UNIDADES CONSTRUCTIVAS

ANEXO 4 COMENTARIOS A RESPUESTAS DE TRANSPORTADORES



Fecha: 06-06-22



INTRODUCCIÓN

Este Informe final, dentro del desarrollo de la orden de servicios No. 120-20050058 con la CREG, contiene la revisión de la conformación de las Unidades Constructivas (UC), considerando cantidades eficientes de material y de equipos, la complementación de la metodología para la determinación del costo FOB de cada uno de los elementos técnicos constituyentes de las UC y la revisión de la metodología para la estimación del factor de instalación eficiente para cada una de las UC.

Para la valoración de las UC y la redefinición de las mismas en caso requerido, se utiliza la metodología que se describe a continuación, la cual se ajusta a los lineamientos de las resoluciones CREG 026 de 1999 y CREG 007 de 2005; se coordina también con lo incluido en la resolución CREG 082 de 2002 para unidades constructivas del nivel de tensión 4.

1. METODOLOGÍA UTILIZADA

Se desarrollaron las siguientes actividades durante la ejecución del estudio:

- Recopilación de información actual de la CREG, de las empresas transportadoras de energía, de fabricantes de equipos para proyectos de transmisión y de archivos de HMV según su experiencia en el desarrollo de este tipo de proyectos.

- Verificación de los elementos técnicos constitutivos de las UC existentes, estableciendo los elementos técnicos eficientes requeridos en cada una de ellas, ajustando las actuales en los casos que se considero necesario y definiendo la conformación de nuevas UC, según los recientes proyectos desarrollados para el STN.

- Establecimiento del Costo FOB eficiente para cada uno de los elementos técnicos constituyentes de las UC, a partir de la información recolectada y de la definición de los elementos técnicos eficientes.

- Establecimiento del valor del Factor de Instalación para cada una de las UC, tanto para subestaciones como para líneas de transmisión, a partir de la verificación de los factores actualmente considerados y considerando la información recolectada.

- Determinación del valor de los Costos Unitarios de las UC definidas.

Los análisis son sustentados de manera cuantitativa basados en las definiciones de los elementos técnicos eficientes como se describe en el numeral 2.2.2 y la información de precios que se recopila, para soportar las conclusiones y recomendaciones que se presentan como resultado de este estudio.

1.1 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y FUENTES UTILIZADAS

Para realizar la recolección de la información requerida para el estudio se ejecutaron las siguientes actividades y se utilizaron las fuentes como se describe a continuación.



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La información básica para la determinación de los costos de los elementos constitutivos de las UC, fue recopilada de los precios de las más recientes solicitudes de cotización o contratos realizados bajo diferentes modalidades de ejecución y contratación, de forma tal que se consideran las características técnicas generales de operación según los niveles de tensión del STN (230 kV, 500 kV), considerando que se debe establecer el costo de reposición a nuevo de los activos utilizados para conexión en el STN.

Se prepararon formatos de adquisición de precios que incluyeran las características generales y tipos de equipos, elementos y obras que se requieren para conformar las diferentes unidades constructivas en los dos niveles de tensión involucrados para la construcción de nuevas subestaciones y líneas, para ampliación de subestaciones existentes o elementos de reposición para reemplazo de equipos en obras existentes. Se consideraron las características que actualmente se solicitan en los diferentes proyectos para los equipos y sistemas del STN y los valores comerciales que ofrecen actualmente los fabricantes de equipos y elementos para sistemas de transmisión. Se pretende de esta forma definir un equipo equivalente de tecnología actual que cumpla la misma función y los mismos estándares de calidad que los utilizados o requeridos, para instalar en las obras que eventualmente se requeriría ejecutar, considerándose según estas características y las cantidades necesarias para cumplir su función, como el equipo “eficiente” a ser utilizado en cada UC.

En este aspecto debe quedar claro que el valor que se establece corresponde a equipos de última tecnología, con las especificaciones y requerimientos del sistema de transmisión que actualmente se solicitan para la ejecución de proyectos del mismo. De esta forma, aunque el STN tiene en muchos casos equipos de menores especificaciones, cuando se deban reponer los equipos, siempre se haría con equipos nuevos de tecnología reciente.

Se elaboraron y enviaron cartas de solicitud de información de precios a fabricantes de equipos de alta tensión, que incluían las características generales y tipos de equipos, elementos y obras que conforman las diferentes unidades constructivas. Se presento para información de la CREG el listado de fabricantes nacionales e internacionales que fueron consultados. La respuesta de los fabricantes no fue la esperada para conformar una base de datos confiable, lo cual podría deberse a que los mismos no se comprometen con costos, debido al temor de que la información se compare con la de otras empresas que consideran sus competidores o de que la información que remitan se utilice con fines distintos a los del estudio.

Mediante la circular CREG 019, preparada por HMV, la CREG solicito a las empresas transportadoras la información de precios de las más recientes cotizaciones o contratos definidos para construir e instalar obras de líneas y subestaciones del STN. Las empresas transportadoras, respondieron la circular CREG 019. Ver Anexos 3 y 4.

Se considera que los costos entregados por las demás empresas transportadoras son confiables, ya que están en los promedios.

Inicialmente ISA, la empresa que más proyectos ha ejecutado en el STN, no presenta el desglose de precios de los equipos y elementos, pero si presento datos muy valiosos para determinar los costos índices de ingeniería, administración, montaje y obras civiles, servidumbres, estudios de impacto ambiental, etc,



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Luego de adelantar reunión con ISA, se complemento la información, mediante la comunicación 004734-1 del 3 de Mayo de 2006, incluyendo los costos unitarios de equipos de patio, transformación y compensación de los proyectos UPME 01 y 02 de 2003, así como los costos de estructuras, cables, aisladores y herrajes de las líneas de los mismos proyectos, estos costos se incluyeron en la base de datos del presente estudio.

Adicionalmente para comparación y validación, se consulto los datos obtenidos de información de archivo de HMV, entre ellos la información recopilada para empresas transportadoras en estudios anteriores del año 1998. Se utilizaron además, en lo que sea aplicable para el nivel de tensión del STN, los datos más recientes que tiene HMV de cotizaciones de elementos y obras para estimación y desarrollo de proyectos de transmisión.

Se utilizo la información entregada por la CREG, documento CREG 038 de Junio 21 de 1999 “ADOPCIÓN DE COSTOS UNITARIOS Y UNIDADES CONSTRUCTIVAS DEL STN” (Análisis de la propuesta presentada por el comité asesor para el planeamiento de la Transmisión – CAPT – y las medidas adoptadas por la Comisión), para la determinación de las nuevas unidades constructivas. Se consideraron las solicitudes de inclusión de nuevas unidades constructivas, enviadas por el Consejo Nacional de Operación CNO y se evaluó la inclusión de nuevas unidades constructivas solicitadas por TRANSELCA y EPSA.

La CREG, solicito estudiar el documento “Nuevas unidades constructivas y sus costos unitarios” del Consejo Nacional de Operación CNO, de agosto 9 de 2004, se evaluaron y consideraron las unidades constructivas “Unidad constructiva centro de supervisión y maniobras – CSM”, “Esquemas suplementarios de protecciones” y “Controladores de reactivos en el STN-VQC”.

Los transportadores solicitaron en sus respuestas a la circular CREG 019, incluir lo solicitado por el CNO.

1.2 METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS FOB

1.2.1 MANEJO DE DATOS

Los datos recopilados se tabularon en una base de datos, considerando los valores de las diferentes fuentes (numeral 2.1) y se validaron, eliminando los datos que estaban muy alejados de los promedios.

Teniendo en cuenta la clasificación de los elementos técnicos que se han definido y de los otros componentes del costo, se considero para el análisis la dispersión de los datos, clasificados de acuerdo con la fuente de información, de tal manera que permitieran seleccionar el precio más acorde con la realidad del mercado.

A partir de los datos de cada fuente de información se definieron los distintos grupos de población que se analizaron ajustándolos a una distribución estadística normalizada; contrastando los datos contra la característica obtenida se pudo identificar aquellos que



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presentaban una desviación apreciable y que por ende no fueron considerados en el análisis.

Se genero el documento 215202ELLS0041 en el cual se encuentra la base de datos general de equipos, con la información de precio FOB; la comparación de precios se realizo para el valor FOB puerto origen en dólares americanos, USD, de diciembre 31 de 2004.

Los precios dados en monedas diferentes se convirtieron a USD según la tasa de cambio de cada moneda a diciembre 31 del año del precio. Las tasas de cambio empleadas son obtenidas en Internet utilizando la información de www.oanda.com.

La actualización a diciembre 31 de 2004 de los precios en USD se realizo según el incremento de los índices de precios al productor (PPI) en Estados Unidos de América serie Series ID: WPSSOP3200 publicado por “U.S. Department Of Labor - Bureau of Labor Statistics” en su página www.bls.gov. De dicha dirección se obtuvo la siguiente tabla que es la base para la actualización:


Informe Final- Metodología detallada y resultados obtenidos hasta la fecha

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Year Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec Annual

1995 1 135,6 135,8 135,9 136,2 136,5 136,6 136,9 137 136,8 137,6 138 138

1996 2 138 138,1 138,1 138,2 138,3 138,4 138,4 138,6 138,4 138,5 138,3 138,4

1997 3 138,7 138,6 138,6 138,5 138,2 138,3 138,2 138,2 138,2 138 137,8 137,7

1998 4 137,7 137,7 137,8 137,6 137,4 137,4 137,5 137,3 137,5 137,6 137,7 137,5

1999 5 137,6(r) 137,7(r) 137,6(r) 137,7(r) 137,7(r) 137,5(r) 137,4(r) 137,4(r) 137,4(r) 137,8(r) 137,9(r) 138

2000 6 138,2 138,3 138,4 138,5 138,8 138,8 139 139 139,3 139,1 139,4 139,5

2001 7 139,8 139,3 139,6 139,8 139,7 139,8 140,2 140,1 140,2 139,3 139,4 139,6

2002 8 139,4 139,5 139,5 139,3 139,2 139,3 138,9 138,7 139,1 139,1 139 138,8

2003 9 139 139 139,8 139,1 139,1 139,3 139,4 139,8 139,7 140 140 139,9

2004 10 140,1 139,9 140,4 140,6 140,9 141,5 141,3 141,8 142,1 142,5 142,9 143,3

2005 11 143,7 143,7 144,1 144,4 144,8 144,6 145 145 145,3 145,1(P) 145,0(P) 145,2(P)

http://data.bls.gov/cgi-bin/srgate

Conversión

De Dec 1997 12 3 137,70a Dec 2004 12 10 143,30Factor 1,040668

Data:

Seasonally Adjusted

Group : Stage of processing

Item : Capital equipment

Data extracted on: February 27, 2006 (10:40 AM)

PPI Commodity Data

Series Catalog:

Series ID : WPSSOP3200

Base Date : 8200


Informe Final - Metodología detallada y resultados obtenidos hasta la fecha

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Se observa que si se traen los costos de Diciembre de 1997 a Diciembre de 2004 significa un aumento del 4,06% en su valor. En algunos casos y debido al desarrollo tecnológico, a la apertura de mercados y a la competitividad de las empresas, se encuentra equipos que no han incrementado sus precios en esa proporción y en algunos casos se presenta una disminución en su costo. Tal es el caso de los equipos de patio a 230 kV.

Como se dijo antes, y esta solicitado en los documentos del contrato maestro de CREG, el estudio esta determinando los costos eficientes de los elementos técnicos, teniendo en cuenta que estos deben reflejar el costo de reposición a nuevo involucrando los avances tecnológicos existentes.

1.2.2 EVALUACIÓN DE LA CONFORMACIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES

Se ha revisado cada una de las configuraciones actualmente establecidas por la CREG en el Documento CREG-038 de 1999 ”ADOPCIÓN DE COSTOS UNITARIOS Y UNIDADES CONSTRUCTIVAS DEL SNT” (Análisis de la propuesta presentada por el comité asesor para el planeamiento de la Transmisión – CAPT – y las medidas adoptadas por la Comisión) para las subestaciones en el nivel de tensión a 230 kV, 500 kV y Compensaciones y de acuerdo con las definiciones incluidas en la resolución CREG 026 de 1999, que se presentan a continuación:

“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 bárrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro.”

“Elementos Técnicos: Representan los equipos y/o materiales que conforman las Unidades Constructivas.”

“Factor de Instalación (FI): 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”

En el Factor de instalación de una Unidad constructiva, no se involucran elementos correspondientes al módulo común, ya que este puede ser de otro transportador (ejemplo, el edificio de control, no se debe involucrar en el factor de instalación de una Bahía, ya que su costo está en el módulo común).

“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”.

La protección de barras, no se incluyo en el módulo común, y se considero como una unidad constructiva independiente; también se genero un módulo de barras para cada una de las configuraciones utilizadas, que incluye los elementos requeridos para conformar el barraje colector de la subestación, de acuerdo con las unidades constructivas de equipos de subestación del Nivel de tensión 4 de la resolución CREG 082 de 2002.



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El módulo común en su factor de instalación considera el costo de las obras comunes de la subestación, tales como edificio de control, portería, vías, drenajes, cercos perimetrales.

“Unidad Constructiva (UC): Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red, o al transporte o a la transformación de la energía eléctrica.”

“Módulo de barras: Conjunto de estructuras, cables, aisladores, transformadores de potencial y equipo de conexión de alta tensión, correspondiente a los barrajes de la subestación, se considera Tipo 1 para subestaciones con 6 bahías o menos y Tipo 2 para más de 6 bahías”.

En el anexo 1 se muestra el diagrama unifilar simplificado para las diferentes configuraciones y unidades constructivas.

Las cantidades de equipos de las unidades constructivas se establecieron considerando los diseños eficientes de disposición física de cada una de ellas de acuerdo con el alcance definido para el contrato, analizando los cambios presentados con respecto a las que se hubieran considerado en la actual determinación de remuneraciones; a titulo informativo se puede observar que las cantidades de toneladas de estructuras, la cantidad de aisladores poste de soporte y elementos de conexión y de servicios auxiliares difieren de los que se tenían en el documento CREG 038 de 1999.

Las Unidades Constructivas para subestaciones incluidas en la resolución CREG 026 de 1999 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 o 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

Se incluyo las siguientes unidades constructivas para coordinar con la resolución CREG 082 de 2002:

UC10. Módulo de barraje (Tipo 1 o Tipo 2)

UC11. Protección diferencial de barra (Tipo 1 o Tipo 2)



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Adicionalmente se incluyo la unidad constructiva corte central que hace referencia a los equipos centrales de la configuración interruptor y medio, para que se remunere a su propietario y no el 50 % en los casos en los que no se tiene el diámetro completo.

UC12. Corte central (interruptor y medio).

Según lo anterior, se consideran las siguientes unidades constructivas, para cada una de las configuraciones de subestación utilizadas en el STN y los siguientes activos:

1.2.2.1 Configuración 1: Barra sencilla (230 kV)

Para esta configuración se consideran las siguientes unidades constructivas

UC1 Módulo común Tipo 1 (menos de 6 Bahías)

Se aclara que no se considera el Tipo 2, (más de 6 Bahías), ya que el Código de Red, Resolución 25 DE 1995 en su Anexo CC-2 - Requisitos técnicos para subestaciones, indica que: “No se admitirá la configuración de 'barra sencilla' debido a su baja flexibilidad y confiabilidad, excepto para subestaciones terminales de una línea radial con un solo usuario final”.

UC2 Bahía de línea

UC3 Bahía de transformación

UC10. Módulo de barraje Tipo 1

UC11. Protección diferencial de barra Tipo 1

1.2.2.2 Configuración 2: Barra principal y de transferencia (230 kV)


UC1 Módulo común Tipo 1 o Tipo 2



UC4 Bahía de transferencia

UC5 Bahía de seccionamiento (cuando se tienen más de 6 bahías)

UC7 Bahía de compensación

UC8 Módulo de compensación (ver 2.2.2.11 activos)



1.2.2.3 Configuración 3: Doble barra (230 kV)






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UC6 Bahía de acople



1.2.2.4 Configuración 4: Doble barra más seccionador de transferencia (230 kV o 500 kV)









UC9 Autotransformador de potencia



1.2.2.5 Configuración 5: Doble barra con seccionador de by-pass (230 kV)









1.2.2.6 Configuración 6: Interruptor y medio (230 kV o 500 kV)






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UC9 Autotransformador de potencia



UC12. Corte central

1.2.2.7 Configuración 7: Anillo (230 kV)







1.2.2.8 Configuración 8: doble barra, subestación encapsulada (230 kV)









1.2.2.9 Configuración 9: Doble barra más seccionador de transferencia para alturas mayores a 2000 msnm (500 kV)

Actualmente en el proyecto UPME 01 de 2003, se está construyendo la subestación Bacatá, ubicada a una altura de 2650 msnm, por lo cual se requirió utilizar equipos de características de aislamiento mayores a las utilizadas en las otras subestaciones del STN para el nivel de tensión de 500 kV (deben tener un precio superior); esto lleva a requerir mayores áreas para la instalación, ya que las distancias eléctricas son mayores. Se considera apropiado en un futuro, considerar está configuración y sus unidades constructivas, en este momento no se justifica evaluar los costos correspondientes, ya que por estar en un proyecto de convocatoria de la UPME, su remuneración en los próximos 25 años ya está definida.



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Las cantidades de equipos para las unidades constructivas serian similares a las de la configuración doble barra más seccionador de transferencia, con excepción de las estructuras metálicas, las cuales debido a que requieren mayores alturas, tendrían mayor peso.

1.2.2.10 Activos de Transformación

En el STN actual los transformadores de potencia para enlace de los niveles de conexión 500 kV y 230 kV corresponden a bancos de autotransformadores monofásicos de 150 MVA (450 MVA); en el proyecto UPME 01-02/2003 en ejecución, se está instalando en la subestación Ocaña un banco de autotransformadores monofásicos de 120 MVA (360 MVA), se considera por lo tanto este nuevo activo de conexión, pero su remuneración es considerando el valor bajo convocatoria UPME.

1.2.2.11 Activos de Compensación

Los siguientes activos de compensación son los considerados en la actualidad en el STN y la forma como se propone definirlos:

Activo 1: Compensación Serie 3x22 Mvar

Activo 2: Compensación Capacitiva Paralela maniobrable (Interruptor y Medio) 230 kV, 72 Mvar, (subestación San Marcos).

Se agrega la aclaración maniobrable, lo que significa que el modulo incluye interruptor para conexión/desconexión del compensador, independiente del asociado a la bahía de compensación.

Activo 3: Compensación Capacitiva Paralela (Anillo) 230 kV, 40 Mvar, (subestación Fundación).

En la resolución 026 de 1999 se tienen de 20 Mvar, pero se encontró que no existen Compensaciones de 20 Mvar conectado a anillo, sino de 40 Mvar, (subestación Fundación).

Activo 4: Compensación Capacitiva Paralela (Barra Principal y Transferencia) 230 kV, 60 Mvar (subestación San Bernardino).

Activo 5: Compensación Capacitiva Paralela (Doble Barra mas seccionador de Transferencia) 230 kV, 60 Mvar (subestación Yumbo)?.

Activo 6: Compensación Reactiva Maniobrable (Barra Principal y Transferencia) 230 kV, 20 Mvar (subestación Cuestecitas).

Activo 7: Compensación Reactiva Maniobrable de Línea 500 kV, 20 Mvar, sin reactor de neutro

Se agrego la aclaración sin reactor de neutro, de acuerdo con el activo instalado en la subestación La Virginia.

Activo 8: Compensación Reactiva Fija 500 kV, 28 Mvar, con reactor de neutro

En la resolución 026 de 1999 se indica un activo 8 con reactor de neutro de 2200 Ohm y un activo 9 con reactor de neutro de 1100 Ohm. En el



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proyecto UPME 01/02 de 2003 se está instalando Compensación Reactiva Fija 500 kV, 28 Mvar con reactores de neutro de 2650 Ohm y otro con reactor de 1000 Ohm, ambos en la subestación Primavera.

Se sugiere considerar el activo con reactor de neutro, sin indicar los Ohm del mismo.

Activo 10: Banco Reactores para Terciario Autotransformador

En la resolución 026 de 1999 se indica de 50 Mvar, activo que corresponde a reactores trifásicos instalados en las subestaciones La Virginia y San Marcos 500 kV, pero en las subestaciones Cerromatoso y Chinú 500 kV la compensación del terciario instalada es de 35 Mvar.

Se sugiere considerar estos dos tipos de activos de compensación de terciario bajo un único ítem de remuneración.

Activo 11: Compensación Estática Reactiva (Subestación Chinú)

1.2.2.12 Nuevos activos de Compensación

De acuerdo con nuevos proyectos en operación y en construcción, se tienen nuevos activos de compensación, así:

Activo 9: Compensación Reactiva de Línea Maniobrable 500 kV, 40 Mvar con reactor de neutro.

En las subestaciones Primavera y Copey el reactor de neutro es de 650 Ohm.

Activo bajo remuneración de convocatoria UPME

Activo 12: Compensación Reactiva fija 500 kV, 40 Mvar con reactor de neutro

En la subestación Ocaña con reactor de neutro de 650 Ohm.


Activo 13: Compensación Reactiva fija 500 kV, 20 Mvar con reactor de neutro

En las subestaciones Copey y Bolívar con reactor de neutro de 2650 ohms


Activo 14: Compensación Reactiva de Línea Maniobrable 500 kV, 20 Mvar con reactor de neutro

En la subestación Bacatá con reactor de neutro de 1400 Ohm


Activo 15: Compensación Capacitiva Paralela 230 kV (Barra Principal y Transferencia) 40 Mvar, subestación Cuestecitas

Activo 16: Compensación Reactiva 230 kV 12,5 Mvar, (Barra Principal y Transferencia), subestación Jamondino

Activo 17: Compensación Reactiva 230 kV, 25 Mvar, maniobrable (Barra Principal y Transferencia), subestaciones Betania, Mocoa y Jamondino



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Subestación Jamondino (se aclara que se tiene interruptor, pero se considera en la bahía de compensación UC7)

Se instalaran reactores trifásicos en el proyecto UPME 01 – 2005, en las subestaciones Betania, Jamondino y Mocoa

Activo bajo remuneración de convocatorias UPME

Activo 18: Compensación Capacitiva Paralela (Barra principal y transferencia) 72 Mvar, subestación Jamondino.

Activo bajo remuneración de convocatorias UPME

1.2.3 OTRAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS

Por solicitud del CNO y de acuerdo con el documento “Nuevas unidades constructivas y sus costos unitarios” del Consejo Nacional de Operación de agosto 9 de 2004, se evaluaron y consideraron las siguientes unidades constructivas, se aclara que no todas las unidades constructivas solicitadas por el CNO, se incluyeron:

1.2.3.1 UNIDAD CONSTRUCTIVA SCADA - CENTRO DE SUPERVISIÓN Y MANIOBRAS (CSM)

Los Centros de Supervisión y Maniobras permiten el manejo centralizado de la información de los transportadores, con supervisión en tiempo real, análisis de fallas y de emergencias, estudios del sistema, coordinación de protecciones, estadísticas e informes operativos periódicos, elaboración de listado de eventos, análisis de estados de pre y post falla, coordinación, verificación y seguimiento efectivo de las maniobras, todo para cumplir con lo solicitado en la resolución CREG 080 de 1999.

La unidad constructiva CSM está conformada básicamente por un sistema SCADA con funciones de EMS (Energy Management System), de intercambio de datos en tiempo real entre el CSM y el CND

Se consideran las siguientes unidades constructivas (se debe tener en cuenta que si el centro de control y calidad ya está reportado dentro de los cargos por uso de los sistemas de transmisión regional y distribución local como Centro de control y calidad, se debe reportar que porción corresponde al STN).

Los costos de estas unidades constructivas se basan en los costos presentados por el CNO, escalados con el IPP para actualizarlos a Dic de 2004.

Unidades constructivas:

CONCEPTO

1. SCADA - CENTRO DE SUPERVISIÓN Y MANIOBRAS (CSM) (Software y hardware)

CSM1 SCADA Tipo 1 (Hasta 5000 señales, tales como medidas, indicaciones, comandos y contadores)

CSM2 SCADA Tipo 2 (Mas de 5000 y hasta 10000 señales, tales



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como medidas, indicaciones, comandos y contadores)

CSM3 SCADA Tipo 3 (Mas de 10000 señales, tales como medidas, indicaciones, comandos y contadores)

2. EMS (Energy Management System) – Programa de aplicación de Manejo de Energía

CSM4 Sistema de Manejo de Energía: EMS Tipo 1



3. Enlace de intercambio ICCP (Interchange control center protocol) – Intercambio de datos en tiempo real entre centros de control

CSM7 Enlace ICCP

4. Módulo común ** CSM (Corresponde a las instalaciones, oficinas, equipos y elementos comunes, tales como servicios auxiliares eléctricos, UPS y rectificadores, bancos de baterías, sistemas contra incendio y aire acondicionado que soporta la operación del CSM)

CSM8 Módulo común CSM Tipo 1



**NOTA: En el módulo común, el edificio y el mobiliario no se afectan con el factor de instalación

1.2.3.2 UNIDAD CONSTRUCTIVA CONTROLADOR DE REACTIVOS EN EL STN-VQC

Se considera la solicitud del CNO, de incluir las unidades constructivas controlador de reactivos en el STN – VQC; se pueden agrupar las unidades constructivas, tal como se observa en la tabla 60 del anexo 2:

ITEM Descripción VQC1 SISTEMAS VQ COMPENSACIÓN ESTATICA REACTIVA (CHINÚ) VQC2 SISTEMAS VQ SUBESTACIONES 500/230 kV VQC3 SISTEMAS VQ SUBESTACIONES 230 kV VQC4 ET 200 OTROS DIAMETROS VQC5 UNIDAD I/O REMOTA



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1.2.3.3 Esquemas suplementarios de protecciones,

No se considera que se deba incluir las unidades constructivas “Esquema suplementarios de protecciones”. Tal como se indica en el numeral 4.4 del documento enviado por el CNO, existe una diversidad de esquemas por lo cual es difícil clarificar que elementos se solicita incluir en estas unidades constructivas. En las unidades constructivas de Bahías de línea y Módulo común ya se está considerando telecomunicaciones (PLP o FO), Sistema de respaldo de telecomunicaciones y Sistema gestión protecciones. En los tableros de relés se consideran todas las protecciones, sin discriminar cuales son principales, cuales de respaldo y también se consideran los relés repetidores. Igual para los sistemas de comunicaciones, estos comparten funciones de supervisión, control y de protección por lo que no se considera recomendable sacarlas de las unidades constructivas ya definidas.

En el documento del CNO, se indica que el CND en conjunto con el (los) agentes involucrados, definirán el alcance, la filosofía, la temporalidad (en los casos que aplique) y los equipos necesarios para implementar el esquema suplementario de protección requerida. Consideramos que no hay claridad sobre estas posibles unidades constructivas.

1.2.4 EVALUACIÓN UNIDADES CONSTRUCTIVAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Se consideran las siguientes Unidades Constructivas en “km de Línea”:

UC1. Circuito Sencillo 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.



UC4. Circuito Doble 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.



UC7. Circuito Sencillo (4x1) 500 kV. Conductor ACAR 600 MCM. Nivel 1.


UC9. Circuito Doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.



Los Niveles 1 a 3 definidos con base en la altura sobre el nivel del mar, se describen a continuación:

0 m < Nivel 1 ≤ 500 m

500 m < Nivel 2 ≤ 2000 m

2000 m < Nivel 3

De acuerdo con nuevos proyectos en operación y en construcción, se tienen nuevas unidades constructivas, así:



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Es de anotar que ISA tiene algunas líneas de circuito sencillo instaladas en estructuras metálicas de doble circuito, por lo cual los costos de esta UC son contemplados como lineas de un circuito hasta tanto no se instale el segundo circuito.

Se propone por lo anterior incluir las siguientes unidades constructivas

UC15. Circuito Sencillo 230 kV. En torre de doble circuito. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.



Por solicitud de un transportador se incluye la siguiente unidad constructiva:

UC18. Circuito Cuádruple 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.

Se aclara que Transelca incluyo unos costos y unas cantidades al nivel de cotización, que están muy por encima de los valores establecidos en otros proyectos similares; es el caso, del peso de la estructura de 164,6 Ton/km, peso muy por encima del valor de las torres de 500 kV (25 Ton/km en la línea San Carlos – San Marcos).

1.2.5 EVALUACIÓN UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y ACTIVOS DE CONEXIÓN CON OTROS NIVELES DE TENSIÓN

No se consideran las unidades constructivas que estén conectadas a otros niveles de tensión y que se tengan en el STN, considerando lo indicado en la resolución CREG 92 de 2002 en la cual se establecen principios generales y procedimientos para suplir necesidades del Sistema de Transmisión Nacional, utilizando equipos en niveles de tensión inferiores a 220 kV, y se establece la metodología para la remuneración de su uso, en el numeral 5, y en la cual se indica lo siguiente

“La CREG oficializó, mediante Resolución, los Ingresos Mensuales Esperados contenidos en la propuesta que haya resultado seleccionada como ganadora en las condiciones y plazos establecidos en los términos de Solicitud de Propuestas.

Durante los períodos correspondientes al tiempo de utilización del activo no habrá lugar a ningún otro tipo de remuneración, y una vez vencido dicho término, dependiendo de las condiciones establecidas en los Términos de la Solicitud de Propuestas correspondiente, el propietario del activo podrá disponer del mismo, o continuar prestando el servicio en las condiciones que hayan establecido los Términos de Solicitud de las Propuestas, si ese fuere el caso.”

Por lo anterior no se contempla evaluar dichas unidades constructivas, entre las que se destacan: Compensación capacitiva 60 Mvar en subestación Belén (Cucutá) a 115 kV, compensación capacitiva 75 Mvar en subestación Noroeste a 115 kV.



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1.2.6 Áreas Típicas de las Unidades Constructivas de Subestaciones

Se revisaron las áreas de las unidades constructivas de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG-064 de 1999, y considerando el corte central en las subestaciones de interruptor y medio:

SUBESTACIÓN 230 kV

Bahía Línea

(m²)

Bahía

Transformador

(m²)

Corte Central

(m²)

Bahía Acople o

Transferencia

(m²)

Bahía

Seccionamiento

(m²)

Módulo

Común

(m²)

Barra Sencilla 1200 1200 2800

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 600 600 450 4000

Anillo 900 4000

Doble Barra Encapsulada

160 80 80 80 900

SUBESTACIÓN 500 kV Bahía Línea

(m²)

Bahía

Transformador

(m²)

Corte Central

(m²)

Bahía Acople o

Transferencia

(m²)

Bahía

Seccionamiento

(m²)

Módulo

Común

(m²)

Doble Barra más Transferencia

3300 3600 3600 2100 6500

Interruptor y Medio 3300 3600 950 6500

1.2.7 COSTO DE LOS ELEMENTOS TÉCNICOS

Los nuevos activos que se generan por las convocatorias de la UPME, no serán evaluados considerando lo indicado en la resolución CREG 004 DE 1999, en la que se indica: “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



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(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 República1”

1.2.7.1 Equipos principales para subestaciones 230 kV y 500 kV

Como equipos principales pertenecientes al Grupo 1 de los Elementos Técnicos se consideran aquellos que se instalan en los patios de maniobra de las subestaciones, como son: interruptores, seccionadores, seccionadores de puesta a tierra, transformadores de corriente, transformadores de tensión, descargadores de sobretensión y aisladores de soporte tipo poste, con la disposición y cantidad estimada necesaria para conformar las UC con la conexión apropiada.

Las cantidades de equipos se han definido para cada una de las configuraciones; en las tablas anexas se muestran las cantidades para cada una de las unidades constructivas.

Dentro de los costos de los equipos de las subestaciones en este grupo también se considera el costo de los sistemas de control coordinado, servicios auxiliares, cables de fuerza y control y sistemas de comunicaciones, asociados a los módulos comúnes tipo 1 y tipo 2, según la cantidad de bahías que conformen una subestación, hasta 6 bahías y más de 6 bahías, respectivamente. Dichos sistemas también tienen componentes en las unidades constructivas de bahías de línea, transformación, acople, etc.

a. Sistemas de control coordinado.

En éste sistema (ver figura anexa), para el módulo común se tuvo en cuenta el valor promedio de los equipos de control de nivel 2 (equipos instalados en el edificio de control de una subestación) y que incluye el valor de las estaciones de operación, estación de ingeniería, Gateway, red LAN, software, controlador de servicios auxiliares y para las unidades constructivas de bahías, el valor de los Controladores de nivel 1, correspondiente a los controladores de campo o diámetro y cables de fibra óptica para su conexión al sistema central para las configuraciones de interruptor o controladores de bahía para las configuraciones de barras. (Ver Anexo 2 tabla 58); los datos del costo de los sistemas de control son extractados del documento CM-56 03 que corresponde a un documento de ISA denominado “Normalización Control Subestaciones”.



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Figura 10.7-Arquitectura típica de un sistema de automatización de subestaciones SAS.

Extractado del libro “Subestaciones de Alta y Extra Alta tensión”, segunda edición Mejía Villegas S.A.

b. Sistemas de servicios auxiliares

Teniendo en cuenta las posibles configuraciones de subestaciones que se utilizan en los niveles de tensión del STN indicadas en el numeral 2.2.2, se estimaron las capacidades y características de los equipos componentes de los sistemas de servicios auxiliares de corriente alterna (208/120 Vca) y corriente continua (125 Vcc); se realizo un análisis de sistemas utilizados actualmente para atender de manera confiable las necesidades de una subestación, con capacidad suficiente según su tamaño (cantidad de bahías de conexión) y nivel de tensión y considerando sistemas distribuidos para una caseta de control que maneje dos bahías de conexión de línea, transformador, compensación, bahía de transferencia, bahía de acople o bahía de seccionamiento y para el edificio de control. Se considero incluido hasta las celdas de conexión a 15 kV para conexiones a sistemas locales de distribución.

Para la determinación del costo de cada uno de estos sistemas y del valor asociado, se definieron los tipos de equipos que lo conforman, su cantidad y su costo.



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Considerando que los últimos proyectos construidos y en ejecución utilizan casetas de control para cada dos bahías (control distribuido), en ella se instalan tableros de control, protección, servicios auxiliares y comunicaciones que reducen la utilización de cables y por ende racionalizan la utilización de cárcamos y las labores de montaje; se utilizo este esquema de conformación del sistema de servicios auxiliares para el estudio. Es necesario destacar este concepto de consideración del sistema de servicios auxiliares, constituido de esta manera en un “sistema eficiente”, en concordancia con los lineamientos generales establecidos por la CREG para el desarrollo de este estudio.

En el Anexo 2 tabla 50 se muestra los equipos considerados por cada uno de los sistemas propuestos.

A la base de datos general de equipos se ingreso un costo único para cada uno de los siguientes sistemas de corriente alterna y de corriente continua en la forma descrita:

Para los módulos comunes se consideran servicios auxiliares:

• Para una subestación a 230 kV con menos de 6 bahías

• Para una subestación a 230 kV con más de 6 bahías

• Para una subestación a 500 kV con menos de 6 bahías

• Para una subestación a 500 kV con más de 6 bahías

Para las unidades constructivas de bahías, se consideran los servicios auxiliares

• Para una caseta de control (para una bahía se considera el 50% de lo instalado en una caseta)

c. Cables de fuerza y control

Para las unidades constructivas, se estimaron las cantidades de cables de fuerza y control correspondientes a una bahía (conexiones entre equipo de patio y caseta de control, conexiones entre tableros de la caseta de control y conexiones entre la caseta de control y edificio de control) y para la unidad constructiva módulo común los cables del edificio de control (conexiones entre tableros del edificio y conexiones del sistema de servicios auxiliares comunes). Se definieron los calibres y tipos de multiconductores para los dos niveles de tensión considerados y las configuraciones de subestación ya mencionadas, con base en la experiencia de cableado utilizada en los proyectos recientemente ejecutados en el país.

En el Anexo 2 tabla 51 se observa el resumen de cantidades para las configuraciones de barras e interruptor y medio, así como los módulos de transformación y compensación.

Se realizó el análisis de cables para cada configuración para determinar la cantidad a evaluar, teniendo en cuenta las cantidades de equipos que se requieren.

A la base de datos general de equipos se traslado el costo de elementos como valor único para las unidades constructivas así:

• Costo cables de fuerza y control para bahía en configuración de barras.



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• Costo cables de fuerza y control para bahía en configuración de interruptor.

• Costo cables de fuerza y control para módulo común subestación.

• Costo cables de fuerza y control para módulos de transformación

• Costo cables de fuerza y control para bahías y módulos de compensación.

d. Sistema de telecomunicaciones

En estos sistemas se consideraron para el análisis dos tipos de tecnología, Portadora por Línea de Potencia (PLP) y Fibra Óptica (FO).

De acuerdo con costos de equipos utilizados en los proyectos de HMV en ejecución, se observa que los asociados a Portadora de línea por PLP, tienen un costo mayor (equipo en subestación, no se considera el cable OPGW de la línea), por lo que para la evaluación de costo se considera esta alternativa, Se determinaron los equipos y cantidades necesarios para la implementación del sistema por unidad constructiva de bahía y por modulo común de subestación. En los equipos de una bahía de línea se incluyen los requeridos para atender las necesidades propias de la misma, es decir, las necesidades de tele protección asociadas (se incluye el valor de trampas de onda en equipos de patio).

En los sistemas de control de módulo común de subestación se consideran los equipos de FO requeridos para la integración de cada una de las bahías de conexión con los equipos comunes del sistema de comunicaciones de la subestación para su integración a los centros de control respectivos. En los servicios auxiliares, se incluye el costo del sistema de servicios auxiliares de 48 Vcc requeridos para alimentación auxiliar de los equipos de comunicaciones de la subestación.

Se consideran los equipos de comunicaciones propios para el funcionamiento del edificio, tales como planta telefónica, cableado estructurado y sistema de radio móvil, incluidos en el costo de construcción de la edificación.

e. Equipos de los sistemas de control convencional, medida y protecciones

Se definen para las unidades constructivas de bahías de conexión de línea, de conexión de transformación, de compensación, bahía de transferencia, bahía de acople, bahía de seccionamiento y equipo de transformación de potencia y según el tipo de activo (compensación reactiva, capacitiva, serie, paralela, estática). Adicionalmente se consideran como equipo del módulo común de la subestación (Ver Anexo 2 tabla 58, el sistema de gestión de los relés de protección, el sistema de gestión y análisis de los registradores de fallas.)

f. Módulos de transformación

Se consideran para la determinación del costo del modulo de transformación, los costos de los bancos de autotransformadores o transformadores y de los equipos asociados que se requieran para la formación de la delta del terciario; no se considera necesario actualmente la disposición de sistemas de extinción de incendio para las unidades de transformación, considerando que deben cumplirse para su diseño y construcción los



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requerimientos de las normas respecto a la instalación de este tipo de equipos. (Ver Anexo 2 tabla 16).

En el sistema se dispone de unidades de repuesto de transformadores, su valor no se ha incluido en las unidades constructivas, sin embargo se llama la atención debido a la infraestructura que requieren para su instalación, y su costo como un activo.

Se llama la atención que en los nuevos proyectos, no se están instalando celdas de formación de la delta para el terciario de autotransformadores, ya que se está realizando en cable conectando directamente a los bujes de terciario.

g. Bahías y módulos de compensación

Se consideraron las UC por tipo de activo, así:

• Bahía de compensación - Considera los equipos de conexión para los módulos de compensación como interruptores, seccionadores, aisladores poste y elementos de conexión; su costo se obtiene de la base de datos general de equipos de acuerdo al nivel de tensión (no se consideran costos diferentes a los utilizados para otras bahías). (Ver Anexo 2 tablas 6, 8, 10 y 12).

• Modulo de Compensación serie capacitiva: la capacidad en Mvar a compensar se considera según los equipos actualmente instalados en el STN o previstos en el plan actual de expansión del sistema. El costo se calcula teniendo como base el costo global de cada equipo de compensación conformado por los bancos de condensadores, varistores, reactor, electrodos de disparo, elementos de medida, control y protección, columnas de señales y estructura para su instalación. El costo calculado de estos equipos sólo es aplicable en circuitos a 230 kV. (Ver Anexo 2 tabla 14).

• Modulo de Compensación capacitiva en derivación: se han seleccionado las capacidades en Mvar de bancos de condensadores existentes o previstos en recientes proyectos. El costo incluye el valor del banco de condensadores, las reactancias de amortiguamiento, el transformador de corriente de desbalance, equipo de soporte, aisladores y elementos de conexión y elementos de medida, control y protección. El costo calculado de estos equipos sólo es aplicable en circuitos a 230 kV. (Ver Anexo 2 tabla 9)

• Modulo de Compensación reactiva estática: en la subestación Chinú, existe una compensación especial. El costo de los equipos se evalúa de forma similar a los demás sistemas, considerando los equipos y sistemas instalados (Ver Anexo 2 tabla 7).

• Modulo de Compensación reactiva en derivación: para este tipo de compensación se presentan dos alternativas, compensación reactiva fija y compensación reactiva maniobrable, considerando si el reactor se puede conectar o desconectar de la línea por medio de un interruptor, sin necesidad de desenergizar dicha línea. Se han seleccionado las capacidades de reactores de línea en Mvar utilizados en el STN; los reactores de neutro se consideran un equipo asociado a un banco de compensación reactiva en derivación para obtener un mejor comportamiento del sistema, no se



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considera necesario diferenciar su característica de resistencia eléctrica, que esta definitivamente asociada a la línea de transmisión en la que se conecte el banco de compensación. El costo de los reactores de línea con o sin reactor de neutro según su capacidad en Mvar, es llevado a la base de datos general de equipos como costo único. (Ver Anexo 2 tablas 11 y 13).

• Modulo de Compensación Reactiva en Terciario de Autotransformador: se determinan los costos de los reactores trifásicos de terciario teniendo en cuenta las capacidades de las unidades actualmente instaladas en el STN. Se considera sin embargo, que en el futuro no se instalarán de este tipo de unidades, dadas las condiciones operativas especiales que introducen al sistema, especialmente influyentes en equipos de servicios auxiliares conectados en el sistema terciario de los bancos de autotransformadores. (Ver Anexo 2 tabla 15)

1.2.7.2 Materiales Técnicos asociados a Unidades Constructivas de Subestaciones

En este grupo de materiales técnicos se clasifican materiales o sistemas típicos que dependen de las cantidades de equipos que conforman las UC.

Las cantidades de equipos han sido obtenidas de diseños de bahías típicas para cada configuración, por nivel de tensión, partiendo de diseños recientemente elaborados para proyectos de transmisión del STN. Se toma en cuenta la tendencia empleada en las especificaciones recientes para suministro de equipos. Los precios FOB de estos materiales se obtienen bajo el mismo procedimiento descrito para los equipos principales.

Para las subestaciones se tienen en cuenta los siguientes materiales y elementos:

a. Material de conexión de alta tensión

Se definen para las bahías de conexión establecidas y para los módulos de barras y compensación (por nivel de tensión y configuración) las cantidades de conductores de alta tensión, cable de guarda, aisladores, herrajes y conectores requeridos para la conexión de los equipos en alta tensión y se consideran asociados a las UC para las conexiones de alta tensión de las bahías y a los módulos de los bárrajes y compensaciones de las subestaciones.

En el Anexo 2 tablas 52 y 53, se muestran las cantidades definidas de material de conexión para las diferentes unidades constructivas.

b. Material para malla de tierra

Para dos condiciones de resistividad diferentes, con varios niveles de cortocircuito, teniendo en cuenta el área de la subestación y considerando que se utilizan conexiones con soldadura, se determinaron por nivel de tensión las cantidades de conductores, varillas, conexiones. Los precios y análisis se obtienen siguiendo el procedimiento aplicado para los equipos principales y se consideran asociados a los módulos comunes, el costo de malla de tierra se incluye en el costo de obras civiles.



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c. Estructuras metálicas para subestaciones

De acuerdo con el nivel de tensión de la subestación se han definido las cantidades y tipos de pórticos, vigas y columnas a los cuales se les ha calculado el peso utilizando diseños realizados en recientes proyectos de transmisión. Igualmente, para cada uno de los equipos de patio se definió los pesos de las estructuras de soporte que son considerados para la determinación del costo de las estructuras asociadas con cada equipo. Los precios y análisis se obtienen bajo el mismo procedimiento aplicado para los equipos principales y se consideran asociados a las UC para las conexiones de alta tensión de las bahías y a los módulos comunes para los barrajes de las subestaciones.

Los pesos para las estructuras se han establecido de acuerdo con los pesos de las estructuras que se están fabricando en el proyecto UPME (HMV es el diseñador), según los datos presentados en la siguiente tabla:

Pesos de estructuras pórticos

230 kV COLUMNAS VIGAS

SECCIÓN PESO SECCIÓN PESO (mxm) [kg/ml] (mxm) [kg/ml]

1x1 1200 1x1 1000 2x1 1200 1x1 * 1800 2x2 1400

* incluye escalerilla para seccionadores

500 kV

COLUMNAS VIGAS SECCIÓN PESO SECCIÓN PESO

(mxm) [kg/ml] (mxm) [kg/ml] 2x2 3200 2x2 1800 4x2 3200 2x2 * 2800 4x4 3500

* incluye escalerilla para seccionadores

Pesos de estructuras soportes de equipos

Ítem

Descripción Unidad

Peso Unitario

(kg)

1 Estructura en celosía para soporte de equipos de 500 kV

Soporte interruptor monopolar un 356

Soporte transformador de corriente un 475

Soporte transformador de tensión un 370



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Ítem

Descripción Unidad

Peso Unitario

(kg)

Soporte seccionador de doble apertura (con y sin cpt) un 3.498

Soporte descargador de sobretensión un 514

Soporte aislador soporte un 518

Soporte seccionador pantógrafo un 772

Soporte cuchilla rápida de puesta a tierra un 330

2 Estructura en celosía para soporte de equipos de 220 kV

Soporte interruptor tripolar un 331

Soporte interruptor monopolar un 165

Soporte seccionador de doble apertura (con y sin cpt) un 419

Soporte transformador de corriente un 156

Soporte transformador de tensión un 132

Soporte descargador de sobretensión un 153

Soporte aislador de soporte un 143

Soporte seccionador pantógrafo un 145

Se determinó el peso total de estructuras para cada unidad constructiva y para los módulos comunes para los barrajes de las subestaciones, considerando el tipo de pórticos requeridos y las cantidades de equipos necesarios en cada uno.

En cuanto a la determinación de los pesos para columnas de pórticos y considerando que generalmente se comparte columnas entre dos bahías contiguas, se determinó la cantidad, considerando los módulos de barrajes en su desarrollo completo (tipo 1, 6 bahías y tipo 2, 12 bahías) y se contaron todas las columnas y vigas necesarias para permitir la conexión de las bahías en cada tipo de modulo y con base en ello se determino el promedio para cada bahía y módulo de barraje, las cuales posteriormente se convirtieron a toneladas utilizando la tabla anterior.

En el archivo 21520000-1 estruc y oc-1.xls se encuentra para cada configuración, los cálculos de cantidades de estructuras.

1.2.7.3 Elementos principales líneas de transmisión a 230 kV ó 500 kV

Para las líneas de transmisión se consideran como elementos principales los conductores, cable de guarda, herrajes, aisladores y las estructuras metálicas, incluyendo torres, patas de torres, parrillas y ángulos de espera para fundaciones. Para estos elementos, los tipos y cantidades tienen el mismo tratamiento descrito para los equipos de subestación en lo referente a la base de datos con precios FOB y diseños o configuraciones típicas para las



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líneas por el nivel de tensión (230 ó 500 kV) según las UC definidas en el documento CREG – 038 de 1999.

Para la aplicación de la metodología se considera un único tipo de conductor con las características establecidas para cada UC, tal como se recomendó en el documento mencionado (ACAR), manteniendo los niveles sobre el nivel del mar establecidos.

En el caso especifico de las líneas de transmisión y a diferencia de los equipos de las subestaciones, donde la obtención de los costos es prácticamente directa a partir de los promedios de precios y cantidades, las líneas de transmisión requirieron de análisis y procesamiento adicionales a los datos incluidos en las bases de datos de precios unitarios.

Con base en los precios de los más recientes contratos realizados bajo diferentes modalidades de ejecución y contratación para líneas de transmisión y sus licitaciones se obtuvo la información de las cantidades de obra de cada línea.

La obtención de los costos índices para líneas de transmisión requiere que las cantidades para el suministro de equipos, la construcción de las obras civiles y el montaje estén dadas por kilómetro de línea, datos que se toman de las informaciones recopiladas de las diferentes fuentes que fueron consultadas. Un factor importante a considerar es el número de torres por kilómetro para cada tipo de terreno, el cual se obtiene igualmente de los promedios de las licitaciones y es utilizado en el cálculo de las cantidades de aisladores, puestas a tierra y fundaciones, entre otras.

Se determinaron los porcentajes por peso de cada ítem correspondiente a los elementos metálicos para cada línea y con los resultados se obtuvo el porcentaje promedio para utilizar como factor multiplicador o cantidad, en la obtención del costo por kilómetro.

1.2.7.4 Materiales Técnicos asociados a Unidades Constructivas de líneas de transmisión

Se tomaron los datos de varios proyectos y se tienen en cuenta los siguientes materiales y elementos:

a. Estructuras metálicas

Se estudiaron los pesos de torres según la altura sobre el nivel del mar, se hizo la sensibilidad de cómo influía en el peso de la torre el cambio del conductor en los diferentes niveles, llegándose a la conclusión que del nivel 1 al nivel 2 el peso se incrementa en un 3% y del nivel 1 al nivel 3 se incrementa en un 11 %; estos valores se tuvieron en cuenta para el calculo del peso de las torres, según el nivel de altura. A la base de datos se incluyeron los precios suministrados por ISA y Empresa de Energía de Bogotá, de sus recientes licitaciones.



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Se tiene en cuenta la diferencia si la línea a 230 kV es construida con estructuras en doble circuito o en circuito sencillo; en el caso de que la línea haya sido construida con estructuras normalizadas de doble circuito pero se instala un solo circuito.

No se considera en los análisis variaciones internacionales de mercado de materias primas, ya que se dispone de una muestra de costo de suministros importante.

b. Conductores

Se selecciono un conductor típico para cada nivel de altura, de acuerdo con la propuesta del CAPT “Comité Asesor para la Planeación de la Transmisión”, para que se cumpliera con los criterios de control de efecto corona y radio interferencia, tal como se muestra en la tabla siguiente:

CONDUCTORES TÍPICOS POR NIVEL DE ALTURA

PESO DIAMETRO

LÍNEAS 230 kV kg/km mm

NIVEL 1 ACAR 950 1327 28,48

NIVEL 2 ACAR 1200 1667 32,07

NIVEL 3 ACAR 1500 2095 35,85

LÍNEAS 500 kV

NIVEL 1 ACAR 600 838 22,57

NIVEL 2 ACAR 900 1117 26,14

Puesto que para los precios de los conductores no hay un índice de escala fácil de aplicar, dada la variación en el mercado mundial del acero y del aluminio, no se utilizó el índice del CPI de los Estados Unidos ya que darían valores irreales.

En lugar de considerar la unidad “km de conductor”, se tomó la variable kg/km, dado que el costo por kg de conductor es básicamente una constante para los diversos calibres, tal como se pueden observar en la tabla 55, “Valores ponderados obtenidos de las líneas del STN”. Estos valores fueron tomados de los proyectos conocidos y construidos de las líneas del STN (Ver Anexo 2 tabla 55), dicha tabla esta discriminada por nivel según la



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altura sobre el nivel del mar; en dichas líneas se presentan diferentes tipos de conductores y de diferente material, ACSR, AAAC y ACAR.

Valores ponderados obtenidos de las líneas del STN

Tipo de línea Nivel Peso

ponderado kg/km

Costo ponderado

USD/kg kilómetros

230-kV-1C 1 1671,20 2,45 1315,19

230-kV-1C 2 1753,21 2,59 1670,06

230-kV-1C 3 1905,26 2,60 373,16

230-kV-2C 1 1538,85 2,39 391,81

230-kV-2C 2 1920,28 2,52 1392.96

230-kV-2C 3 1948,00 2,77 843,45

500-kV-1C 1 1231,04 2,56 1077,68

500-kV-1C 2 1180,67 2,40 616,24

500-kV-1C 3 1680,00 2,35 48,30

Total 7728,85

El costo promedio daría 2,51 USD/kg, pero si se hace el ponderado para todas las líneas y niveles se llega a un valor de 2,54 USD/kg.

Por otra parte se hizo el ejercicio de solo calcular las líneas que tienen conductor ACAR, ya que este es el seleccionado por la CREG.

Valores ponderados obtenidos de las líneas del STN solo para líneas con conductor ACAR


ponderado kg/km

Costo ponderado

USD/kg kilómetros



Fecha: 06-06-22




ponderado kg/km

Costo ponderado

USD/kg kilómetros

230-kV-1C y 2C 1 1339,74 2,44 1029,86

230-kV-1C y 2C 2 1380,56 2,52 532,68

230-kV-1C y 2C 3 1581,20 2,56 236,50

500-kV-1C 1 1330,00 2,35 886,20

500-kV-1C 2 1680,00 2,51 216,00

500-kV-1C 3 1680,00 2,35 48,30

Total 2950,74

Se incluyeron los costos de las licitaciones suministrados por ENERGÍA DE BOGOTÁ e ISA, obteniéndose un valor promedio de 2,48 USD/kg y un ponderado de 2,51 USD/kg

En conclusión se opto por usar el costo de compra del conductor para cualquier unidad constructiva de línea con un valor de 2,51 USD/kg.

c. Cable de guarda

Se toman los datos de análisis hechos por HMV y los de los proyectos desarrollados entre los años 1991 y 2005 para líneas de EPM, ISA y ENERGÍA DE BOGOTÁ; Algunos de estos datos fueron incluidos por la CREG en la justificación de sus valores unitarios. Al incluir los costos de licitaciones suministrados por ENERGÍA DE BOGOTÁ e ISA, se pudo concluir que los costos no han variado significativamente con respecto a los de los años anteriores, en algunos casos ha disminuido, así que se optó por promediarlos dentro de los valores ya tabulados para los cables de guarda de acero galvanizado, obteniéndose un valor promedio de 843,75 USD/km. Es de anotar que este promedio no discrimina tipo de línea ni nivel, ya que el cable de guarda es similar para todos los casos. (Ver Anexo 2 tabla 57)

Dentro del promedio obtenido se tuvo en cuenta los costos de los proyectos UPME 01 y UPME 02 de 2001, aunque luego la línea UPME 02 se construyó finalmente con cable OPGW.



Fecha: 06-06-22



d. Cadenas de aisladores

De las líneas de transmisión de EPM, ISA y ENERGÍA DE BOGOTÁ construidas durante el periodo entre 1993 y 2005, se obtuvieron los costos promedio de las cadenas de aisladores de suspensión y de retención. Se obtuvo un valor discriminado por nivel de altura ya que en algunos casos era necesario el incremento de distancia de fuga o numero de aisladores según la altura sobre el nivel del mar.

Las cantidades de cadenas de aisladores de suspensión y de retención se calcularon de la misma forma que ya las había definido la CREG, sin embargo se encontraron algunas pequeñas diferencias.

suspensiónen torres% x kilometro

Torres# x por torre # suspensióndecadenassuspensióndeCadenas =

retención en torres % x kilometro

Torres# x torre por retención de cadenasretención de Cadenas #=

Los cálculos de los datos de vano promedio y porcentaje de torres en suspensión y en retención se presentan en el Anexo 2 tabla 54, el número de torres por kilómetro se obtiene del vano promedio calculado.

En las cantidades definidas para suspensión se incluyeron las cadenas estabilizadoras o Jumper, las cuales se utilizan solo en las estructuras de retención con ángulos fuertes y en los brazos exteriores a la deflexión, se asume que esto ocurre en el 50% de las estructuras de retención, además en las líneas de circuito sencillo disposición triangular, se considera las cadenas estabilizadoras ubicadas en el lado de la estructura que tiene solo un brazo.

Los valores obtenidos son:

� Para 230 kV circuito sencillo

cadenas 5,34 % 50 x retención en torres % 2,33x28,2 x 1

n suspensióen torres % 71,8 x kilómetro

Torres 2,33 x cadenas 3suspensión de Cadenas

=

+=

cadenas 3,94retención en torres% 28,2 x kilómetro

Torres 2,33 x 6 == cadenasretencióndeCadenas

� Para 230 kV doble circuito

cadenas 10,69 % 50 x retención en torres % 28,2 x33,2x 3



=

+=





Fecha: 06-06-22



� Para 500 kV

cadenas 5,45 retención en torres % 2,03x31,10 x 2



=

+=



Para este caso se considera que cada retención tiene dos cadenas estabilizadoras una en I y la otra en V.

e. Accesorios para conductor y cable de guarda

De las líneas de transmisión de EPM, ISA y ENERGÍA DE BOGOTÁ para el periodo entre 1993 y 2005 se obtuvieron los costos promedios, los cuales se muestran en el Anexo 2 tabla 56.

El valor unitario para el conjunto de suspensión y retención del cable de guarda se calcula así:


d USD/unida92,60 retenc)Cost x retención en torres% 28,2

suspens. Costo x suspensiónen torres% 71,8 x(kilómetro

Torres 2,32 x cable 1CGuarda Ret.y Susp Conj

=

+=





=

+=

� Para 500 kV




=

+=

Sin embargo estos costos se incluyen como parte del conjunto de accesorios de conductor y cable de guarda.

También se incluye dentro de los accesorios los siguientes datos:



Fecha: 06-06-22



Para 230 kV: Empalmes, camisas de reparación, puestas a tierra, amortiguadores para conductor y cable de guarda.

Para 500 kV: Empalmes, camisas de reparación, puestas a tierra, amortiguadores para cable de guarda, espaciadores amortiguadores y contrapesos para cadenas.

Los cálculos de estos elementos son:

� Empalmes.

Teniendo en cuenta el peso de los conductores y cables de guarda típicos de las líneas del STN, se asume para los conductores de fase una longitud de carretes promedia de 2 km, y para el cable de guarda una longitud de carretes promedia de 4 km, por lo tanto la cantidad de empalmes para las diferentes líneas son:


línea de km

empalmes 1,5

línea de km

Conductor km 3x

Conductor km 2

empalme 1 Conductor de Empalmes de # ==

línea de km

empalmes 0,25

línea de km

Guarda C. km 1x

Guarda C. km 4

empalme 1 Guarda C. de Empalmes de # ==


línea de km

empalmes 3

línea de km

Conductor km 6x

Conductor km 2


línea de km

empalmes 0,5

línea de km

Guarda C. km 2x

Guarda C. km 4


� Para 500 kV

línea de km

empalmes 6

línea de km

Conductor km 12x

Conductor km 2


línea de km

empalmes 0,5

línea de km

Guarda C. km 2x

Guarda C. km 4


� Camisas de reparación.

Se asume una camisa de reparación por cada 10 km de circuito, por lo tanto:


línea de km

Camisas 0,1

línea de km 10

Camisa 1 reparación de Camisas de # ==




Fecha: 06-06-22



línea de km

Camisas 0,2

línea de km 10


� Para 500 kV

línea de km

Camisas 0,4

línea de km 10


� Puesta a tierra.

La cantidad solo depende del número de torres, por lo tanto:

� Para 230 kV circuito sencillo y doble circuito

línea de km

Varillas 9,3

línea de km

torresde 2,32 x unidades 4 Varillas de # ==

línea de km

Conectores 18,61

línea de km

torresde 2,32 x unidades 8 Conectores de # ==

línea de km

cable m 186,06

línea de km

torresde 2,32 x m 80 contrapeso de Cable ==

� Para 500 kV

línea de km

Varillas 8,11

línea de km

torres de 2,03 x unidades 4 Varillas de # ==

línea de km

Conectores 16,23

línea de km

torres de 2,03 x unidades 8 Conectores de # ==

línea de km

cable m 162,27

línea de km

torres de 2,03 x m 80 contrapeso de Cable ==

� Amortiguadores.

Por lo general para vanos superiores a 400 m se instalan dos amortiguadores en cada extremo del vano, por lo tanto en el caso de las líneas del STN se consideran 4 amortiguadores por vano en promedio dado que el vano promedio dio superior a 400 m para el caso de líneas a 230 kV y para el cable de guarda de las líneas a 500 kV; para los conductores de fase de las líneas a 500 kV se considera el criterio de que los separadores que se instalan cada 70 m en los conductores realizan también la función de amortiguación de vibraciones, por lo tanto:



Fecha: 06-06-22




línea de km

oresAmortiguad 27,9 3

línea de km

torresde 2,32 x unidades 4 Conductor oresAmortiguad de # == sconductorex

línea de km


línea de km

torresde 2,32 x unidades 4 Guarda C. oresAmortiguad de # == sconductorex


línea de km


línea de km

torresde 2,32 x unidades 4 Conductor oresAmortiguad de # == sconductorex

línea de km


línea de km

torresde 2,32 x unidades 4 Guarda C. oresAmortiguad de # == sconductorex

� Para 500 kV

línea de km

esEspaciador

línea de km

torres 2,03 x x

m 70

m 493

línea de km

torres # x fases x

Subvano

promedio Vano Conductor oresAmortiguad esEspaciador #

85,423 =

==

línea de km

oresAmortiguad 16,22 sconductorex

línea de km

torres de 2,03 x unidades 4 Guarda C. oresAmortiguad de # == 2

� Contrapesos para cadenas de aisladores a 500 kV.

De los datos de las líneas a 500 kV se obtiene un promedio de 11,45 kg/km de contrapeso.

1.3 METODOLOGÍA PARA DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE INSTALACIÓN

Los costos de montaje, diseño, interventoría, obra civil, plan de manejo ambiental, servidumbres, administración e imprevistos para las obras de subestaciones y líneas de transmisión, se obtienen de los valores de proyectos recientes de acuerdo con la información que suministraron las empresas del sector y de la experiencia de HMV en el desarrollo de proyectos, de manera que se obtenga un valor del factor multiplicador de los costos de equipos principales.

Adicional al costo FOB de los equipos en puerto de origen, existen otras componentes del costo que hacen parte del costo total de instalación y las cuales no es práctico calcular en forma individual para cada uno de los equipos. Estos componentes adicionales se



Fecha: 06-06-22



determinan en términos de porcentaje del costo FOB de los equipos, conformando de esta forma el valor del factor de instalación FI.

1.3.1 CALCULO VALORES INGENIERIA, INTERVENTORIA Y ADMINISTRACION DE EJECUCION PARA CÁLCULO DEL FACTOR DE INSTALACION DE SUBESTACIONES

En la siguiente tabla se muestra la determinación de valores del costo de las actividades de ingeniería de diseño y asesoria y del costo de la actividad de interventoría, expresadas con base en el valor FOB de los equipos de un proyecto de subestaciones. Se considera como administración de la ejecución aquellas actividades necesarias para dirigir, coordinar y administrar las labores de desarrollo del proyecto, compras, suministros y entregas de equipos, ingeniería, construcción de obras, montaje y puesta en servicio del proyecto y la administración del contrato y de los subcontratos de proveedores o de personal.

La primera columna muestra los valores ponderados de los últimos contratos de ISA (ver Tabla 48), En la segunda columna se está considerando los datos de subestaciones con fechas anteriores a 1998, tomados de la tabla 48, correspondiente a proyectos existentes de ISA. En la tercera columna se muestran valores recolectados de proyectos realizados por HMV y en la cuarta columna los datos utilizados en el documento CREG 038 de 1998.

Finalmente en la quinta columna se muestra el valor promedio de los anteriores datos, utilizado en el presente estudio

TABLA 48 PROMEDIO

POND % FOB ISA

(2005)

TABLA 48 DATOS

INICIALES % FOB

EPC HMV

% FOB

Valores CREG 038 de 1999

PROMEDIO

DISEÑO+ ASESORIA 2,25% 9,01% 6,21% 7,00% 6,12%

INTERVENTORÍA 8,08% 10,85% 3,80% 5,00% 6,93%

ADMINISTRACIÓN 5,83% 5,04% 2,50% 4,46%

MONTAJE BAHÍAS 230 kV 13,59% 10,80% 11,00% 11,80%

OBRA CIVIL BAHÍAS 230 kV 34,83% 27,67% 25,00% 29,17% OBRA CIVIL Y MONTAJE 230 kV 48,42% 8,77% 38,47% 36,00% 40,96%

MONTAJE BAHÍAS 500 kV 15,64% 7,71% 11,00% 11,45%

OBRA CIVIL BAHÍAS 500 kV 32,78% 16,16% 10,00% 19,64% OBRA CIVIL Y MONTAJE 500 kV 48,42% 23,87% 21,00% 31,10%

1.3.2 DISTRIBUCIÓN FÍSICO INTERNACIONAL - DFI

Corresponde al factor que se aplica al valor FOB de los equipos/materiales para convertir el costo FOB puerto de origen en costo DDP sitio del proyecto. Este factor, incluye los costos de gestión de aduanas en origen (SIA de origen), transporte internacional, seguro de transporte internacional, gastos portuarios en destino, aranceles según posición



Fecha: 06-06-22



arancelaria, IVA, agenciamiento aduanal en destino (SIA de destino), transporte en destino (puerto-proyecto) y seguro de transporte en destino.

1.3.2.1 Determinación de porcentajes

Para las unidades constructivas más representativas, se evaluaron los costos de partidas de manejos de aduanas y arancelarias, transporte, seguros e IVA y con ellos se determino el porcentaje con respecto al costo FOB de los equipos (ver archivo 215202ELLS0041 base de datos información).

En general se obtuvieron los porcentajes de la siguiente manera:

� El valor del transporte marítimo se obtuvo de calcular el costo FOB de cada uno de los equipos que constituyen las diferentes unidades constructivas por un valor adecuado para su transporte por mar teniendo en cuenta el peso o volumen del equipo a transportar. Se establece un porcentaje de 3,33 % del valor FOB.

� El seguro marítimo se obtuvo de estimar sobre el costo FOB de cada uno de los equipos que constituyen las diferentes unidades constructivas un valor del 0,4%. Este porcentaje representa un estándar de seguro de transporte internacional, empleado por varias aseguradoras.

� El bodegaje fue estimado con base en el Precio CIF como el 1,6%, siendo el precio CIF la suma del costo FOB de cada uno de los equipos, el costo del transporte marítimo y del seguro marítimo. En el porcentaje mencionado del 1,6% se incluyen los costos de Servicios de Intermediación Aduanera (0,5% tarifa promedio de agentes aduaneros), costos de manejo de carga (0,3%), costos de bodegaje (0,5%) y otros costos adicionales en puerto y de importación (0,3%). Se establece un porcentaje de 1,66 % del valor FOB

� El valor del Arancel se genera con base en el precio CIF como el porcentaje que decretó el Gobierno Nacional en cuanto al Arancel de Aduanas, el cual comenzó a regir a partir del 1º de enero de 2002, en sustitución del decreto 2317 de 1995 y sus modificaciones o adiciones. Se establece un porcentaje de 13,31 % del valor FOB

• El transporte terrestre, se genera según el costo del flete de cada uno de los equipos que constituyen las diferentes unidades constructivas teniendo en cuenta el peso o volumen del equipo. Se establece un porcentaje de 2,10 % del valor FOB • El seguro terrestre se estima como el 0,4 % del valor resultante de sumar el valor CIF, el valor del Arancel, el IVA arancelario y el valor del transporte terrestre. Este porcentaje representa un estándar de seguro de transporte nacional, empleado por varias aseguradoras. • El IVA de equipos se calcula como el 16 % de la suma del valor CIF más el valor del Arancel. Este IVA (de acuerdo con el articulo 258-2 del estatuto tributario) en algunos casos puede ser descontado por las empresas de transporte, para equipos eléctricos importados, sin embargo no fue posible establecer como repercute en el valor de los costos financieros, debido a que el pago se hace y su deducción es en años posteriores ni sobre que equipos se aplica, por lo que se mantuvo en general el valor del 16%.



Fecha: 06-06-22



“Artículo 258-2. Impuesto sobre las ventas en la importación de maquinaria pesada para industrias básicas. El impuesto sobre las ventas que se cause en la importación de maquinaria pesada para industrias básicas, deberá liquidarse y pagarse con la declaración de importación.

Cuando la maquinaria importada tenga un valor CIF superior a quinientos mil dólares (US$500.000.00), el pago del impuesto sobre las ventas podrá realizarse de la siguiente manera: 40% con la declaración de importación y el saldo en dos (2) cuotas iguales dentro de los dos años siguientes. Para el pago de dicho saldo, el importador deberá suscribir acuerdo de pago ante la Administración de Impuestos y Aduanas respectiva, en la forma y dentro de los plazos que establezca el Gobierno Nacional.

El valor del impuesto sobre las ventas pagado por el importador, podrá descontarse del impuesto sobre la renta a su cargo, correspondiente al período gravable en el que se haya efectuado el pago y en los períodos siguientes.

Son industrias básicas las de minería, hidrocarburos, química pesada, siderurgia, metalurgia extractiva, generación y transmisión de energía eléctrica, y obtención, purificación y conducción de óxido de hidrógeno.

Este descuento sólo será aplicable a las importaciones realizadas a partir del 1o. de julio de 1996.

Durante el plazo otorgado en el presente artículo, el impuesto diferido se actualizará por el PAAG

mensual.“ http://www.dian.gov.co/dian/15servicios.nsf/0/fb5e06294a21e8cf05256f0c0076f067?OpenDocument

1.3.2.2 Consideración en el valor de instalación

Los valores considerados por la CREG, en el documento 038 de 1999, para el cálculo del factor de instalación en proyectos de subestaciones son:

Transporte marítimo: 3,00%

Seguro marítimo: 0,50%

Bodegaje: 2,10%

Arancel: 15,53%

Transporte terrestre: 1,30%

Seguro terrestre 0,70%

IVA de equipos: 19,04%

Total 42,17%

Para cada equipo y de acuerdo con su peso y volumen, se obtuvieron los costos de transporte, bodegaje y con ellos los valores de seguros para las unidades constructivas



Fecha: 06-06-22



(ver archivo 215202ELLS0041 base de datos información, información no impresa) se obtuvieron los siguientes valores promedio para el factor de instalación.

Transporte marítimo: 3,28%

Seguro marítimo: 0,40%

Bodegaje: 1,66%

Arancel: 13,39%

Transporte terrestre: 2,07%

Seguro terrestre 0,52%

IVA de equipos: 18,78%

Total 40,11%

Se hace notar que el valor del arancel en promedio es del 13,39% sobre el valor FOB de los equipos y no del 15,53%, valor considerado en documento CREG 038, ya que se está considerando las estructuras metálicas como nacionales, implicando el no pago de arancel. Adicionalmente el peso de cada una de las estructuras varía. También es importante anotar que no todos los equipos tienen el mismo porcentaje arancelario.

En cuanto a los seguros (marítimo y terrestre) los porcentajes están calculados de manera independiente. Sin embargo, se podría establecer un porcentaje unificado para el seguro porque se puede contratar desde que sale del puerto internacional hasta el destino final.

Puesto que el fin de esta valoración es de la reposición de equipos a nuevo se consideró que el transporte de los equipos es individual y no consolidado (ya que los equipos tienen distintos puertos y fechas de embarque).

1.3.3 FACTOR INGENIERÍA - FENG

Se calcula como componente (porcentaje) del valor FOB de los equipos y materiales, un factor que incluya los costos de los componentes de diseño, estudio de impacto ambiental, gerencia del proyecto, asesorías, supervisión de construcción y montaje, pruebas de puesta en servicio, interventoría y administración (asociada al propietario del proyecto).

El factor de ingeniería se aplica al valor FOB de los equipos como parte del factor de instalación final.

En el caso de las líneas de transmisión, el diseño, administración y la interventoría se obtuvo del valor ponderado de estas actividades para las líneas de transmisión de EPM, ISA y ENERGÍA DE BOGOTÁ para el periodo entre 1991 y 2005. Una vez calculado este valor ponderado (ver tablas 46, 47 y 47A del anexo 2) se calcula el porcentaje que este representa con respecto al valor FOB de los equipos y materiales; el porcentaje obtenido se observa en la tabla 2 del anexo 2.



Fecha: 06-06-22



Se llama la atención que en el informe CREG 038, los valores para ingeniería no corresponden a valores reales de los mismos (ejemplo el diseño de línea de circuito sencillo, nivel 1 en 230 kV, era de 2481 USD, muy por debajo de lo mostrado en el promedio de la tabla 46).

1.3.4 FACTOR DE CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE – FC&M

Incluye el cálculo del valor de los costos de construcción y montaje como porcentaje o componente del valor FOB de las Unidades Constructivas.

El factor de construcción y montaje FC&M incluye el costo de:

a. Costos de construcción de obras civiles de subestaciones

Para la determinación de los costos de construcción de las obras civiles requeridas en la construcción de una UC, se definen los costos unitarios y las cantidades de obra requeridas por bahía y por modulo común para cada configuración, En el archivo 21520000-1 estruc y oc-1.xls, se encuentra para cada configuración, los cálculos de cantidades de obras civiles.

Este valor a su vez es comparado con el valor de varios proyectos de los cuales se tiene el costo global de obras mostrado en el Anexo 2 tabla 49.

Los costos unitarios son obtenidos empleando el procedimiento utilizado para la determinación de costos unitarios de equipos y montaje, se recopilaron y promediaron en el archivo 21520000-1 estruc y oc-1.xls, los costos unitarios de los anexos de precios de obras civiles de los contratos en los cuales estaban cotizados con unidades de obra comparables entre sí. A partir de esta comparación se obtuvo el porcentaje o factor con base en el costo FOB de los equipos

Las obras civiles requeridas, así como el listado de cantidades se determinan a partir de cantidades y áreas típicas de las siguientes obras:

− Adecuación del terreno (No se considera dentro del factor de instalación de las unidades constructivas ya que su costo se considera asociado al costo del terreno)

Para las unidades constructivas comunes:

− Zonas comunes exteriores y vías (engramados, puertas de la subestación, cerco perimetral, vías de acceso y perimetrales de la subestación, señalización)

− Drenajes

− Suministro de agua para la subestación

− Malla de tierra

− Sistema de alumbrado exterior

− Portería



Fecha: 06-06-22



− Obras de servicios auxiliares comunes? (planta diesel, celda de conexión)

− Cárcamo colector

− El edificio de control de la subestación, se considera con un área de 200 m2

Para las bahías y unidades constructivas:

− Fundaciones de equipos

− Cárcamos y canalizaciones.

− Casetas de control (se considera una caseta para dos campos)

− Grava para acabado de patios

− Tramos de vía de mantenimiento

− Malla de tierra

− Fosos de transformadores o equipos de compensación, incluyendo muros cortafuegos, carrileras, tanques de recolección de aceite.

b. Costos de montaje, pruebas y puesta en servicio de subestaciones

Empleando el mismo procedimiento con el cual se obtuvieron los costos unitarios de los equipos, se recopilan e incluyen en la base de datos general (archivo 21520000-1 estruc y oc-2.xls,) para permitir la determinación de los costos unitarios de montaje, pruebas y puesta en servicio para los equipos y/o sistemas, que son tenidos en cuenta en la composición de las bahías y para los equipos de módulos comunes de las unidades constructivas.

Para la determinación del costo total de montaje, el costo unitario se aplica a las cantidades de equipos y sistemas definidos. En el archivo 21520000-1 estruc y oc-2.xls se obtiene el porcentaje o factor, con base en el costo FOB de los equipos

c. Costos de Obra civil, montaje, pruebas y puesta en servicio de líneas de transmisión

De las líneas de transmisión de EPM, ISA y ENERGÍA DE BOGOTÁ para el periodo entre 1991 y 2005, se obtuvieron índices del precio de obras civiles, montaje y pruebas, como porcentaje del costo FOB del material de la línea. Se hace la diferenciación entre las líneas que son de circuito sencillo instaladas en torres en disposición triangular, puesto que hay algunos casos en los cuales las líneas son instaladas en estructuras de doble circuito pero solo se instala un circuito, lo cual incrementa el costo de la obra civil y el montaje. Los índices se estimaron con los precios recibidos.

1.3.5 PLAN DE MANEJO AMBIENTAL Y SERVIDUMBRES

Debido a que los costos de Gestión ambiental y servidumbre de líneas de transmisión no dependen del voltaje y tipo de la línea, ni de su conformación, sino mas bien de la zona de influencia, se revisaron los valores estimados para gestión ambiental y servidumbres,



Fecha: 06-06-22



calculando un costo fijo por km y posteriormente calculando el porcentaje del costo FOB de los materiales de la línea, con base en las informaciones recopiladas y de los datos históricos; se tomo el valor ponderado como el costo para el PMA.

Para estimar el valor de las servidumbres se analizaron igualmente los datos históricos, obteniéndose también el valor promedio por km para servidumbre para líneas de 230 kV y líneas de 500 kV. Ver Tabla 45 del anexo

1.3.6 FACTOR DE OTROS GASTOS – FO

En este factor se incluyen los costos de:

- Repuestos

Para las subestaciones la obtención de los repuestos como porcentaje del costo FOB de los equipos se determino las cantidades y costos de los repuestos típicos requeridos en recientes proyectos de subestaciones y se analizo su necesidad para el servicio prestado. El costo de estos repuestos es calculado como porcentaje del costo FOB de los equipos

Para las líneas de transmisión se tuvo en cuenta lo que establece el Código de Red en su resolución 025 de 1995 sobre el tema, por lo que se obtienen los siguientes repuestos:

Elemento técnico Cantidad de repuesto

Estructuras (Toneladas de acero por km) 3% Cadenas de aisladores suspensión 12% Cadenas de aisladores retención 12% Conductor (Toneladas de cond. por km) 4% Accesorios para conductor y cable de guardia

2%

Cable de guarda 4%

Con dichas cantidades, se obtiene un costo del 4,39% del valor FOB de los materiales de la línea de transmisión.

Finalmente, el factor de instalación FI es la suma de los factores de distribución física internacional DFI, ingeniería FENG, construcción y montaje FC&M, plan de manejo ambiental y servidumbres y de otros gastos FO, calculados de acuerdo a lo descrito anteriormente, aplicado al costo FOB de los equipos/materiales que conforman las UC.

1.4 VALORACIÓN DE LOS COSTOS UNITARIOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS

A partir de la información obtenida en los pasos anteriores se calculan los costos FOB de cada una de las UC, sus correspondientes Factores de instalación FI y por último se calcula el costo Unitario de cada una de las UC como el producto de su costo FOB y su Factor de Instalación FI.



Fecha: 06-06-22



Los costos FOB de las unidades constructivas se establecen en dólares del 31 de diciembre de 2004.

En el Anexo 2 se incluye la tabla RESUMEN con los costos de las unidades constructivas consolidadas

Las nuevas unidades constructivas solicitadas por el CON, han sido incluidas, considerando un costo tal como se presenta: SCADA - CENTRO DE SUPERVISIÓN Y MANIOBRAS (CSM) (software y hardware)

CSM1 SCADA Tipo 1 (Hasta 5000 señales, tales como medidas, indicaciones, comandos y contadores) 996.065

CSM2 SCADA Tipo 2 (5000 y hasta 10000 señales, tales como medidas, indicaciones, comandos y contadores) 1.442.095

CSM3 SCADA Tipo 3 (Mayor de 10000 señales, tales como medidas, indicaciones, comandos y contadores)

1.896.941

EMS(Energy Management system) – Programa de aplicación de Manejo de Energía

CSM4 Sistema de Manejo de Energía: EMS Tipo 1 376.606



Enlace de intercambio ICCP(Interchange control center protocol) – Intercambio de datos en tiempo real entre centros de control

CSM7 Enlace ICCP 80.075

Módulo común CSM ** (Corresponde a las instalaciones, oficinas, equipos y elementos comunes, tales como servicios auxiliares eléctricos, UPS y rectificadores, bancos de baterías, sistemas contra incendio y aire acondicionado que soporta la operación del CSM)

CSM8 Módulo común CSM Tipo 1 265.300





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**NOTA: En el módulo común, el edificio y el mobiliario no se afectan con el factor de instalación

1.5 VIDA ÚTIL DE LOS EQUIPOS

De la investigación y análisis de la literatura especializada IEEE, CIGRE, etc., se encontró que no existe, ni metodología ni criterios claros y específicos que se puedan aplicar en forma generalizada para estimar la vida útil de equipos eléctricos, de subestaciones y de líneas de transmisión, pero si hay sí algunos aspectos que pueden ayudar a obtener una estimación.

En cualquier equipo o línea de transmisión eléctrica la vida útil depende de:

a. Condiciones ambientales de la instalación. Temperaturas, altas humedades, presencia de vientos y consecuente afectación por golpeteo de partículas de polvo y por vibración eólica, temblores de tierra, condiciones de salinidad, y de contaminación ambiental e industrial.

b. Exposición de los componentes a sobretensiones de maniobra o atmosféricas.

c. Calidad del diseño (aplicación de normas, criterios, factores de seguridad, etc.).

d. Calidad y tipo de los materiales y del proceso de fabricación. e. Actos de vandalismo y robo contra las instalaciones o líneas. f. Calidad e intensidad del mantenimiento preventivo y correctivo. g. Obsolescencia tecnológica o ausencia de repuestos, que ocurrida en un equipo afecta

los equipos vecinos con los cuales interactúa. h. Incrementos sustanciales en los niveles de corto circuito en el sitio de instalación. i. Maniobras erróneas del personal encargado de la instalación.

La vida útil de los elementos que conforman subestaciones y líneas de transmisión se ha considerado tradicionalmente como de 25 años. En la práctica, en Colombia, es mas frecuente observar componentes que sobrepasan esa cifra, a veces hasta llegar a los 40 o 45 años y casos excepcionales en los que se encuentran equipos hasta con 55 años (concesiones mineras en lugares apartados, sin crecimiento en la demanda). Con duraciones inferiores, solamente hay equipos electrónicos por la ausencia de repuestos, y otros equipos que se han sometido a condiciones de alta salinidad o contaminación industrial.

1.5.1 VIDA ÚTIL - ASPECTOS CONTABLES Y TRIBUTARIOS

Desde el punto de vista tributario, el artículo N° 137 del Régimen del Impuesto a la Renta fija que la vida útil de los bienes depreciables oscila entre 3 y 25 años.

Los Decretos Reglamentarios N° 3019 de 1989 en sus artículos 2° y N° 1649 de 1976 en sus artículos 5° establece la siguiente vida útil para los activos fijos:

a. Inmuebles (incluidos oleoductos) 20 años

b. Barcos, trenes, aviones, maquinaria, equipo y bienes muebles 10 años

c. Vehículos automotores y computadores 5 años



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Sin embargo, para fines tributarios (más no contables), el artículo No. 138 del Estatuto Tributario permite la posibilidad, previa la autorización del director general de impuestos nacionales, de fijar una vida útil diferente.

1.5.2 VIDA ÚTIL - SEGUROS

Las compañías de seguros utilizan 25 años como vida útil de maquinaria, con equipos eléctricos representativos. Sin embargo, se basan en los parámetros enunciados en “ASPECTOS GENERALES”, para calcular una vida útil remanente de los equipos a asegurar o pagar al asegurado en caso de rotura.

Para fines de planeamiento de sistemas eléctricos y ejecución de evaluaciones y análisis costo - beneficio se considera períodos de vida útil de 30 años para líneas de transmisión y equipos de subestaciones.

1.5.3 VIDA ÚTIL - LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Partiendo de la premisa de que la vida útil de una línea de transmisión es equivalente a la de sus componentes, su determinación debe ser evaluada a través de éstos.

Las líneas de transmisión están conformadas por elementos inmóviles, tales como estructuras metálicas, aisladores y conductores, los cuales bajo condiciones normales de operación presentan en general desgastes mínimos como consecuencia de su funcionamiento. El deterioro, limitación para operación o destrucción de componentes está relacionado de manera más directa por el efecto de agentes exógenos propios de la localización geográfica de la línea: Deslizamientos de tierra, descargas atmosféricas, actos de vandalismo, zonas de alta contaminación (salina ó industrial). En este último caso se requerirá de un mantenimiento considerablemente mayor, pero igualmente sería posible extender su vida útil.

Una manera razonable de conocer la vida útil promedio de un equipo cualquiera es determinar el número de unidades que continúan en servicio después de cierto número de años después de su puesta en funcionamiento.

Si tomáramos este procedimiento para las líneas de transmisión, encontramos que las líneas puestas en servicio entre 1955 (50 años atrás) y 1965 (40 años atrás) se hallan todas en operación y buen estado, éste es el caso de los circuitos 1 -2 (a los cuales se les cambio el conductor por capacidad de carga mas no por desgaste) y 3 - 4 de Guadalupe a Medellín y los circuitos Riogrande 1 y 2 que son del decenio de los 50. La red central de ISA tiene unos 35 años sin que se prevea su cambio a corto plazo. Según estos hechos históricos la vida útil de una línea de transmisión puede llegar fácilmente a los 50 años. Obvio con buen mantenimiento, cuyo cobro esta incluido en todas las resoluciones de la CREG para fijación de tarifas.

De todas formas hay algo que se conservará por siempre en una línea y es el derecho de paso y los puntos de torres. Este activo se vuelve, con las normas ambientales más escaso de año en año.



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1.5.4 VIDA ÚTIL - TRANSFORMADORES DE POTENCIA

La norma C57.92 – 181 de IEEE, dice que la expectativa de vida de un transformador de potencia hasta de 100 MVA, bajo condiciones normales de carga es de 30 años. En la resolución CREG 082 de 2002, se establecieron 25 años como la vida útil de estos equipos.

1.5.5 VIDA ÚTIL - EQUIPOS DE SUBESTACIÓN

Entre los equipos de subestación se encuentra la mayor variedad de vidas útiles. Así, las RTU, equipos de interposición, equipos electrónicos de control, relés multifuncionales duran entre 6 y 12 años, estando el promedio en 10 años. Esto se debe sobretodo al avance de la tecnología y que los fabricantes dejan de producir repuestos después de cierto tiempo.

Los transformadores de potencial y corriente pueden durar 25 o 30 años, mientras que la duración de un interruptor o un seccionador pueden estar más cerca de 25 años. De hecho las normas indican que los sistemas de operación mecánica de los interruptores deben mantener los aspectos mecánicos y eléctricos por un periodo mayor a los 20 años.

En la resolución CREG 082 de 2002, se establecieron 25 años como la vida útil de estas unidades constructivas. Para los sistemas de control y sistemas de comunicaciones se consideran 10 años.

1.5.6 VIDA ÚTIL - CONCLUSIÓN

Como criterio general se puede establecer que, para el propósito, se podrían usar 40 años de vida útil para líneas de transmisión, 25 años para equipos de subestación y 10 años para los sistemas de control y comunicaciones.

1.6 ÍNDICE DE ACTUALIZACIÓN DE COSTO TOTAL DE UNIDAD CONSTRUCTIVA

Para la actualización de los costos de una unidad constructiva y considerando que los precios de equipos y elementos se comportan de acuerdo con los precios internacionales, mientras que los costos directos de obras civiles y montaje y los costos indirectos de ingeniería, interventoría y administración se relacionan con los índices internos colombianos, se propone para la actualización del costo de una unidad constructiva, CUC, la siguiente metodología:

AñO MES2004DIC AñO MES CDI ppI* DDPUCCUC +=

Donde

DDPUCDIC2004: Valor DDP de unidad constructiva a diciembre 31 de 2004

ppI Actualización al mes de cálculo con índice de precios al productor (PPI) en Estados Unidos de América serie Series ID: WPSSOP3200



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publicado por “U.S. Department Of Labor - Bureau of Labor Statistics” en su página www.bls.gov.

CDI Costos directos e indirectos

IPP*FIcdi* FOBUCCDI 2004DIC AñO MES =

FOBUC DIC2004: Valor FOB de los equipos de la unidad constructiva a diciembre 31 de 2004

IPP Actualización al mes de cálculo con índice de precios al productor nacional

FIcdi Factor de instalación por costos directos e indirectos

FIDDPFIFIcdi −=

FI Factor de instalación de la unidad constructiva

FIDDP Factor de instalación DDP de la unidad constructiva

2. CONCLUSIONES

Se revisaron y actualizaron las cantidades y tipos de unidades constructivas, considerando además las unidades solicitadas por el CNO y los transportadores, entre los que se destacan:

- Centros de Supervisión y maniobras (CSM)

- Controladores de reactivos en el STN (VQC)

- Nuevas unidades constructivas desarrolladas o en construcción en los proyectos bajo licitación UPME, los cuales no se valoran, debido a que su remuneración es especial.

- Línea de transmisión a 230 kV con cuatro circuitos en una torre.

Esta última unidad constructiva debido a que es un caso muy especial, para un tramo muy corto y con unas condiciones constructivas particulares y con costos demasiado altos, se recomienda a la CREG no incluirla como unidad constructiva, sino remunerarla, bajo una resolución particular, una vez se aclare con el transportador los costos presentados.

También se consideró la Modificación de las bahías de interruptor y medio, adicionando el corte central como una unidad independiente, con lo cual se considera los casos en los cuales se tenía diámetro incompleto, en los cuales solo se reconocía la mitad del corte central (contabilizado en la bahía asociada).



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Para actualizar los datos de los equipos y elementos constitutivos de las unidades constructivas, se tiene una gran dificultad para conseguir datos con los fabricantes, debido a la competencia entre las empresas y a que no existe una motivación para suministrar datos para estudios ya que no representa ningún negocio, por lo que en el futuro, para ejecutar un estudio similar, la CREG debe plantear una estrategia de recolección de datos (puede ser a través de los mismos transportadores ya que estos tienen mayores relaciones con los fabricantes). Estos valores serian tomados de todas formas como referencia, tal como fueron considerados en este estudio, al no ser considerados en la determinación de costos promedios.

La mayoría de los transportadores suministraron los costos unitarios de los equipos adquiridos o en etapa de adquisición (manifestado que los datos de sus equipos se deben manejar con absoluta reserva, por lo que no se deben entregar a otras empresas), debido a que ellos ya participan en las licitaciones tanto internacionales, como de proyectos UPME y sus datos son estratégicos.

Tal como lo solicita EEB, la información se manejará con estricta confidencialidad por parte de HMV, sin embargo se llama la atención de que los costos unitarios están incluidos en la base de datos, por lo que en la etapa de consultas y definición de la metodología es complicado que otras empresas no conozcan los valores indicados. Por lo tanto la CREG deberá establecer como se mostrará la fuente de datos a todos los interesados.

ISA suministro una información muy importante para establecer los índices de costos (ingeniería, interventoría, administración, servidumbres, gestión ambiental, etc), ante solicitud expresa de la CREG; suministro también costos unitarios de equipos, con lo cual se pudo tener una base de datos más amplia y configurar valores con una mayor calidad.

No se considera la utilización de índices de materias primas particulares tales como cobre, acero, aluminio, para definir costos, sino utilizar, como se ha venido haciendo, los valores históricos y de fabricantes de suministros ya elaborados.

Se recomienda a la CREG establecer que se debe solicitar en el futuro, para cada proyecto que se ejecute, los datos de componentes y los costos unitarios, para que en el momento de realizar una actualización de los valores de las unidades constructivas, sea más rápido conformar la base de datos, lo cual facilita los análisis.

En el factor de instalación se incluye el IVA de equipos. Este IVA (de acuerdo con el articulo 258-2) en algunos casos puede ser descontado por las empresas de transporte, para equipos eléctricos importados. La CREG establecerá si se incluye este valor, se llama la atención que este descuento sólo es aplicable a las importaciones realizadas a partir del 1o. de julio de 1996 y cuando la maquinaria importada tenga un valor CIF superior a quinientos mil dólares (US$ 500.000,00).

EEB presento el siguiente comentario, con el envío de los datos de costo de equipos: ”Otro aspecto que consideramos importante es incluir la posibilidad de reconocer las inversiones que deben hacer los Transportadores por necesidades del sistema que no conllevan una reclasificación de unidades constructivas”; se debe solicitar aclaración



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sobre las inversiones a las que se refieren, para determinar si están o no incluidas en la valoración de las unidades constructivas.



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HMV Ingenieros Ltda.


ANEXO 1

DIAGRAMAS UNIFILARES UNIDADES CONSTRUCTIVAS



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ANEXO 2

TABLAS



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ANEXO 3

RESPUESTAS INFORMACION UNIDADES CONSTRUCTIVAS



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ANEXO 4

COMENTARIOS A RESPUESTAS DE TRANSPORTADORES

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UC Transmisión