CREG - Resolución 0026 de 1999

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Abrir RESOLUCIÓN 26 DE 1999

(junio 21) Diario Oficial No. 43.631 de 7 de julio de 1999 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS Por la cual se adopta la metodología para establecer los costos unitarios de las unidades constructivas del STN, se fijan los costos unitarios aplicables durante el período 2000-2004 y se establecen las áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones. Resumen de Notas de Vigencia Concordancias CREG LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por las Leyes 142 y 143 de 1994 y los decretos

1524 y 2253 de 1994 y, CONSIDERANDO: Que la Comisión de Regulación de Energía y Gas mediante Resolución 051 de 1998, modificó el numeral 7 del Código de Planeamiento y creó un Comité Asesor del Planeamiento de la Transmisión - CAPT-; Que de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 4 y en el Anexo No. 1 de la Resolución CREG-051 de 1998, se le asignó al CAPT la función de someter a consideración de la Comisión una propuesta de Costos Unitarios y Unidades Constructivas para el Sistema de Transmisión Nacional -STNy una metodología para la revisión de los mismos; Que el CAPT de acuerdo con la función asignada, con fecha 15 de diciembre de 1998 puso a consideración de la Comisión la propuesta de Costos Unitarios y Unidades Constructivas, así como la metodología para su revisión; Que la Comisión después de estudiar la propuesta del CAPT sobre Unidades Constructivas, acogió las unidades propuestas para equipos de subestación, pero decidió limitar el número de Unidades Constructivas propuesta por el CAPT para líneas de transmisión, acorde con el criterio de reemplazar los activos a costos de reposición; Que la Comisión después de estudiar la propuesta del CAPT sobre los casos especiales de líneas con conductores en haz, encontró necesario establecer una Unidad Constructiva adicional para doble circuito a 230 kV con 2 subconductores por haz, acorde con el criterio de reemplazar los activos a costos de reposición; Que la Comisión después de estudiar la propuesta del CAPT sobre Costos Unitarios encontró necesario efectuar algunos ajustes, presentando a dicho Comité los criterios y la metodología seguida en la obtención de los nuevos

valores asignables a las Unidades Constructivas; Que la Comisión analizó las observaciones realizadas por los miembros del CAPT y otros agentes, sobre los nuevos valores de Costos Unitarios en discusión, acogiendo aquellos que se presentaron con el debido sustento; Que de acuerdo con lo dispuesto en los literales c. y d. del Artículo 23 de la Ley 143 de 1994, es función de la CREG definir y aprobar los cargos por los servicios de coordinación prestados por los Centros Regionales de Despacho -CRD-; Que de acuerdo con lo dispuesto en los Numerales 3 y 4 del Artículo 5o. de la Resolución CREG-103 de 1996, los CRDïs se consideran como dependencias asociadas con la actividad de Transmisión de las empresas copropietarias del STN; Que en la Resolución mencionada, se definió la remuneración aplicable a los CRDïs existentes con base en un período de recuperación de la inversión de siete (7) años, de los cuales habrán transcurrido tres (3) al finalizar el año de 1999; Que en el contexto del nuevo marco regulatorio aplicable al STN y establecido en la Resolución CREG-004 de 1999, se considera conveniente incorporar la remuneración descrita en el considerando anterior, definiendo los CRDïs existentes, como Unidades Constructivas asociadas a la infraestructura de Transmisión; Que restan cuatro (4) años para la recuperación total de la inversión reconocida a los CRDïs existentes; Que teniendo en cuenta las funciones asignadas a los CRDïs (Resolución CREG-102 de 1996), la reposición de estos Centros sólo se justifica, en la medida en que se traduzca en una reducción de los costos operativos del

Transmisor y por lo tanto, su reposición debe ser sufragada con los ingresos reconocidos a dichos agentes y establecidos en la Resolución CREG-004 de 1999; Que la Comisión, en sesión del día 21 de junio de 1999, aprobó la adopción de las Unidades Constructivas y de los Costos Unitarios correspondientes, que servirán de base para valorar los activos del Sistema de Transmisión Nacional, en los términos previstos en la Resolución CREG-004 de 1999; RESUELVE: ARTICULO 1o. DEFINICIONES. Para efectos de la presente resolución se adoptan las siguientes definiciones: Bahía: Conjunto de equipos que se utilizan para conectar una línea de transmisión, o un transformador, o un autotransformador, al barraje de una subestación, al igual que los equipos que se utilizan para seccionar o acoplar barrajes, o para transferir la carga de un barraje a otro.

Centro Regional de Control: Centros responsables de la planeación eléctrica de corto plazo, coordinación, supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y plantas de generación que se encuentren bajo su cobertura, coordinando la operación y maniobras de esas instalaciones, con sujeción a las instrucciones impartidas por el CND y teniendo como objetivo una operación segura y confiable del SIN, con sujeción a la reglamentación vigente y los acuerdos del CNO.

Costo Unitario por Unidad Constructiva (CU): Valor unitario en el mercado de una Unidad Constructiva ($/Unidad Constructiva).

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.

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.

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. Ir al inicio ARTICULO 2o. UNIDADES CONSTRUCTIVAS. Se adoptan las Unidades Constructivas, definidas en el Anexo 1 de la presente Resolución. PARAGRAFO. No se admitirán Unidades Constructivas diferentes a las establecidas en la presente Resolución, durante el período comprendido entre el 1o de enero del año 2000 y el 31 de diciembre del año 2004. La totalidad de activos del STN, deberán clasificarse directamente o por asimilación, en las Unidades Constructivas establecidas. Ir al inicio ARTICULO 3o. METODOLOGIA PARA EL CALCULO DE LOS COSTOS UNITARIOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS. La metodología aplicada se presenta a continuación: aDeterminación de los Elementos Técnicos componentes de cada una de las Unidades Constructivas. bDeterminación del costo FOB de cada uno de los Elementos Técnicos componentes de cada una de las

Unidades Constructivas. cDeterminación del Factor de Instalación aplicable a cada una de las Unidades Constructivas. dObtención del Costo Unitario de cada Unidad Constructiva, mediante la multiplicación del costo FOB de la respectiva Unidad, por el Factor de Instalación correspondiente. En el Anexo 2 de la presente Resolución se presentan los costos FOB de cada una de las Unidades Constructivas. En el Anexo 3 de la presente Resolución se presenta la metodología de cálculo del Factor de Instalación. En el Anexo 4 de la presente Resolución se presentan los Factores de Instalación aplicables a las diferentes Unidades Constructivas, así como los Costos Unitarios asignables a cada una de dichas Unidades. Para la Unidad Constructiva Centro Regional de Control se presenta el costo anual reconocido, incluido el Factor de Instalación. Ir al inicio ARTICULO 4o. REMUNERACION DE LA UNIDAD CONSTRUCTIVA CENTRO REGIONAL DE CONTROL-CRC-. Con carácter de excepción y durante los años 2000, 2001, 2002 y 2003 se remunerará la Unidad Constructiva CRC. Los gastos por concepto de AOM asociados a los CRC's, están considerados dentro de los porcentajes aprobados como gastos AOM, establecidos en la Resolución CREG-004 de 1999. La parte variable que se reconocía por Subestación (Resolución CREG-103 de 1996), ha sido considerada dentro del Costo Unitario establecido en la presente Resolución para las Unidades Constructivas de Bahías de Líneas y Transformadores.

Ir al inicio ARTICULO 5o. ÁREAS TIPICAS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DE SUBESTACIONES (ATUC

UC). <Artículo corregido por el artículo 1 de la Resolución CREG-064 de 1999.Ver Resolución 64 de 1999> El texto original es el siguiente: Para determinar el costo por concepto de terrenos, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG-004 de 1999, se adoptan las siguientes ATUCs: SUBESTACIÓN 230 Bahía Línea Bahía Bahía Acople o Bahía Módulo kV (m²) Transformador Transferencia Seccionamiento Común (m²) (m²) (m²) (m²) Barra Sencilla 1200 1200 1200 Barra Principal y 1500 1500 1500 2400 3300 Transferencia Doble Barra 1500 1500 1500 2400 3300 Doble Barra más 1500 1500 1500 2400 3300 Transferencia Doble Barra más By1600 1600 2600 2600 3700 Pass Interruptor y Medio 900 900 4000 Anillo 900 4000 Doble Barra 160 80 80 80 900 Encapsulada SUBESTACIÓN 500 Bahía Línea Bahía Bahía Acople o Bahía Módulo kV (m²) Transformador Transferencia Seccionamiento Común (m²) (m²) (m²) (m²) Doble Barra más 3600 3600 3600 2100 6500 Transferencia Interruptor y Medio 3600 3600 6500 Notas de Vigencia ARTICULO 6o. ELEMENTOS ACTIVOS. De acuerdo con lo establecido en el Parágrafo del Artículo 7o de la Resolución CREG-004 de 1999, la UPME mantendrá un inventario de activos del STN. Los activos

inventariados deberán clasificarse por Unidad Constructiva y por Propietario.

Ir al inicio ARTICULO 7o. APLICACION DE LOS COSTOS UNITARIOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS.

Para la aplicación a partir del mes de enero del año 2000, de los Costos Unitarios aprobados en la presente Resolución y expresados en dólares americanos del mes de diciembre de 1997, deberán referirse a pesos del mes de diciembre del año 1999, aplicando la tasa representativa del mercado del último día hábil de dicho mes, publicada por el Banco de la República. Los Costos Unitarios así expresados, se actualizarán mensualmente con el IPP publicado por el Banco de la República. Concordancias Ir al inicio ARTICULO 8o. VIGENCIA. Esta Resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y contra ella no procede recurso alguno por la vía gubernativa por tratarse de un acto de carácter general.

COMUNIQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

Dada en Santa Fe de Bogotá D.C., el día 21 de Junio de 1999 Ministro de Minas y Energía

LUIS CARLOS VALENZUELA D.

Presidente

JOSE CAMILO MANZUR J.

Director Ejecutivo

ANEXO NO. 1.

UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y ELEMENTOS TÉCNICOS. 1.1 SUBESTACIONES Las Unidades Constructivas de conexión para cada una de las diferentes configuraciones de barraje y todos los niveles de tensión de una subestación son las siguientes: UC1. Módulo Común (Tipo 1 y Tipo 2). UC2. Bahía de Línea. UC3. Bahía de Transformación. UC4. Bahía de Transferencia.

UC5. Bahía de Seccionamiento. UC6. Bahía de Acople. UC7. Bahía de Compensación. UC8. Módulo de Compensación. UC9. Autotransformador de Potencia. Módulo Común Tipo 1: Subestaciones con 6 o menos Bahías Módulo Común Tipo 2: Subestaciones con más de 6 Bahías 1.2 UNIDADES CONSTRUCTIVAS UC1 A UC6 POR TIPO DE CONFIGURACIÓN Las configuraciones tipificadas de subestaciones son las siguientes: Configuración 1: Barra Sencilla (230 kV) Configuración 2: Barra Principal y Transferencia (230 kV) Configuración 3: Doble Barra (230 kV) Configuración 4: Doble Barra más Seccionador de Transferencia (230 y 500 kV) Configuración 5: Doble Barra más Seccionador de ByPass (230 kV) Configuración 6: Interruptor y Medio (230 y 500 kV) Configuración 7: Anillo (230 kV) Configuración 8: Doble Barra Encapsulada (230 kV)

1.3 UNIDADES CONSTRUCTIVAS UC7 A UC8 POR TIPO DE ACTIVO

Los activos considerados son los siguientes: Activo 1: Compensación Serie 3x22 MVAR Activo 2: Compensación Capacitiva Paralela (Interruptor y Medio) 72 MVAR Activo 3: Compensación Capacitiva Paralela (Anillo) 20 MVAR Activo 4: Compensación Capacitiva Paralela (Barra Principal y Transferencia) 60 MVAR Activo 5: Compensación Capacitiva Paralela (Doble Barra + Transferencia) 60 MVAR

Activo 6: Compensación Reactiva Maniobrable (Barra Principal y Transferencia) 230 kV 20 MVAR Activo 7: Compensación Reactiva de Línea Maniobrable 500 kV 20 MVAR Activo 8: Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 2200 Ohms Activo 9: Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 1100 Ohms Activo 10: Banco Reactores para Terciario Autotransformador 50 MVAR Activo 11: Compensación Estática Reactiva

2. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN La Unidad Constructiva para Líneas de Transmisión está expresada en "km de Línea". Se establecen las siguientes Unidades Constructivas: UC1. Circuito Sencillo 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.

UC2. Circuito Sencillo 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2. UC3. Circuito Sencillo 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3. UC4. Circuito Doble 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1. UC5. Circuito Doble 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2. UC6. Circuito Doble 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3. UC7. Circuito Sencillo (4x1) 500 kV. Conductor ACAR 600 MCM. Nivel 1. UC8. Circuito Sencillo (4x1) 500 kV. Conductor ACAR 800 MCM. Nivel 2. UC9. Circuito Doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.

UC10. Circuito Doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2. UC11. Circuito Doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3. 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

3. CENTROS REGIONALES DE CONTROL -CRCLa Unidad Constructiva para los CRC está expresada en forma global y corresponde a la estación maestra con toda la infraestructura asociada, de la cual se excluyen los equipos asociados a las subestaciones que controla, los cuales han sido considerados dentro de las Unidades Constructivas de subestación UC2 a UC8

UC1. Centro Regional de Control -CRCMinistro de Minas y Energía

LUIS CARLOS VALENZUELA D.

Presidente

JOSE CAMILO MANZUR J.

Director Ejecutivo

ANEXO NO. 2.

COSTOS FOB DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS.

1. SUBESTACIONES

Módulos 230 kV Módulo Común Módulo Común Bahía Línea Bahía (US$ Diciembre de 1997) Tipo 1 Tipo 2 Transformador Barra Sencilla 934,804 1,073,093 471,398 349,379 Barra Principal y 1,028,391 1,166,680 514,069 392,050 Transferencia Barra Doble 1,028,391 1,173,707 515,967 391,384 Barra Doble + Transferencia 1,116,441 1,254,730 538,201 416,182

Barra Doble + By pass 1,116,441 1,254,730 557,284 435,265 Interruptor y Medio 1,017,475 1,155,764 580,481 458,462 Anillo 934,804 1,073,093 513,119 388,536 Encapsulada Barra Doble 1,268,332 1,406,621 1,020,492 Módulos 500 kV Módulo Común Módulo Común Bahía Línea Bahía (US$ Diciembre de 1997) Tipo 1 Tipo 2 Transformador Barra Doble + Transferencia 1,322,716 1,370,716 1,232,538 1,016,887 Interruptor y Medio 1,322,716 1,370,716 1,527,214 1,275,068 Módulos 230 kV (US$ Diciembre de 1997) Bahía de Transferencia 208,280 Bahía de Acople 296,349 Barra de Seccionamiento 303,376 Bahia de Acople Encapsulada 532,953 Barra de Seccionamiento Encapsulada 108,976 Modulos 500 kV (US$ Diciembre de 1997) Bahia de Acople 829,041 Autotransformadores (US$ Diciembre de 1997)

B. Autotransformador 230/500 3,074,036

BAHIAS Y MODULOS DE COMPENSACION Bahía Módulo

(US$ de Diciembre de 1997) Compensación Serie 3x22 MVAR (Bahía + Módulo) 1,887,522Compensación Capacitiva Paralela (I y 1/2) 72 MVAR 463,225 699,095 Compensación Capacitiva Paralela Anillo 20 MVAR 413,692 602,153

Compensación Capacitiva Paralela (B Ppal & T) 60 MVAR 421,673 489,123 Compensación Capacitiva Paralela (DB + T) 60 MVAR 445,805 489,123 Compensación Reactiva Maniobrable (B Ppal & T) 230 kV 20 MVAR 397,649 691,328 Compensación Reactiva Línea Maniobrable a 500 kV 20 MVAR 523,895 733,026 Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 2200 ohms 288,842 1,195,725 Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 1100 ohms 288,842 1,094,725 Banco Reactores para Terciario Autotransformador 50 MVAR 460,960 Compensación Estática Reactiva 1,220,436 17,474,600

2. LÍNEAS

LINEAS DE TRANSMISION 0 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 (US$/km de Diciembre de 1997) Línea 230 kV 1 Circuito 35,443 38,748 42,727 Línea 230 kV 2 Circuito 57,007 63,337 70,730 Línea 230 kV 2 Circuito (2X1) 68,959 78,624 83,753 Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 79,126 91,820 Ministro de Minas y Energía

LUIS CARLOS VALENZUELA D.

Presidente

JOSE CAMILO MANZUR J.

Director Ejecutivo

ANEXO NO. 3.

METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL FACTOR DE INSTALACIÓN.

El Factor de Instalación se calcula como un factor multiplicador aplicable al costo FOB de una Unidad

Constructiva, que involucra todos aquellos costos y gastos adicionales en que se incurre para la puesta en servicio o puesta en operación de la Unidad Constructiva correspondiente. Se expresa en porcentaje del costo FOB. El Factor de Instalación se calcula considerando los siguientes elementos de costo: Costo FOB, Costo CIF, Costo DDP, Costo Directo, Costo Indirecto y Costo Total. aCosto FOB: Free on Board (FRANCO A BORDO DEL BUQUE). Estos costos se refieren a la transferencia de la propiedad y de los riesgos de los equipos al comprador; tiene lugar en el momento de la entrega a bordo del buque o medio de transporte designado por el comprador. Se incluyen todos los egresos de origen legal propios del país de origen del bien comprado, pero no el transporte marítimo ni los seguros correspondientes. bCosto CIF: Costo, Seguro y Flete. Se aplica al equipo y/o material importado. Corresponde al costo del bien puesto en puerto Colombiano, antes de la legalización de la importación. Costo CIF = Costo FOB + Costo Transporte Internacional + Costo Seguro Internacional donde: Costo Transporte Incluye los costos necesarios para transportar los equipos Internacional: y/omateriales desde puertos extranjeros hasta puertos colombianos. El costo se expresa como un porcentaje del valor FOB del equipo y/o material. Costo Seguro Incluye los costos pagados a compañías especializadas Internacional: para asegurar los equipos y/o materiales por daños, robo, atentados terroristas y otros. El costo se expresa como un porcentaje del valor FOB del equipo y/o material. cCosto DDP: Delivered Duty Paid (ENTREGADA DERECHOS PAGADOS). Significa que el vendedor ha

cumplido su obligación de entregar la mercancía cuando ha sido puesta a disposición del comprador, en el lugar convenido del país de importación. El vendedor ha de asumir todos los riesgos y gastos relacionados con llevar la mercancía hasta ese lugar incluidos los derechos, impuestos y demás cargos oficiales exigibles a la importación, así como los gastos y riesgos de llevar a cabo las formalidades aduaneras. Se calcula de acuerdo a la siguiente expresión: Costo DDP = Costo CIF + Costo Arancel + Costo Transporte Nacional + Costo Seguro Nacional + IVA + Costo

Bodegaje donde: Costo Arancel: Corresponde al impuesto que debe pagarse por la importación del equipo y/o material. Está definido por la legislación colombiana como un porcentaje que varía de acuerdo con la posición arancelaria en la que esté clasificado el equipo y/o material (15% del CIF).

Costo Transporte Incluye los costos necesarios para transportar los equipos Nacional y Costo y/o materiales desde el puerto colombiano (para material Seguro Nacional: importado) o desde la fábrica (para material nacional) hasta el sitio de la obra. Su cálculo se realiza como un porcentaje del costo CIF pero se expresa en términos del costo FOB.

IVA: Impuesto al Valor Agregado. 16% del (Costo CIF + Arancel).

Costo Bodegaje: Incluye costos por arrendamiento de una instalación para almacenar los equipos, mientras se legaliza su nacionalización o su despacho. Su cálculo se realiza como un porcentaje del costo CIF pero se expresa en términos del costo FOB. dCosto Directo: Se calcula mediante la siguiente expresión: Costo Directo = Costo DDP + Costo Montaje, Pruebas y Puesta en Marcha + Costo Obra Civil + Costo

Repuestos + Costo Gestión Ambiental + Costo Servidumbres donde: Costo Montaje, Pruebas Incluye la mano de obra calificada, materiales y y Puesta en Marcha: equipos para el montaje, pruebas y puesta en marcha de la Unidad Constructiva. Se establece como un porcentaje del costo FOB.

Costo Obra Civil: Incluye los costos necesarios para la construcción de la Unidad Constructiva. No incluye la adecuación del terreno en las Subestaciones. En el caso de Líneas el valor de la Obra Civil y el Montaje, Pruebas y Puesta en Marcha, se establece como un solo ítem de costo. Se establece como un porcentaje del costo FOB.

Costo Repuestos: Incluye el costo de los repuestos de acuerdo con lo establecido en el Código de Redes para el caso de Líneas. En el caso de Subestaciones se reconoce un porcentaje. Se establece como un porcentaje del costo FOB.

Costo Gestión En Líneas se determinan como un costo fijo por Ambiental: kilómetro, independientemente del nivel de tensión. En Subestaciones, se consideran dentro del Costo Obra Civil. Se establece como un porcentaje del costo FOB.

Costo Servidumbres: Incluye los costos necesarios para la compra de servidumbres y lotes para la construcción de Líneas. Su valor depende del nivel de tensión de la línea, debido al ancho del corredor de transmisión. Se expresa como un porcentaje del costo FOB. eCosto Indirecto: Se calcula mediante la siguiente expresión: Costo Indirecto = Costo Diseño + Costo Interventoría + Costo Administración + Costo Financiero donde: Costo Diseño: Incluye los costos necesarios para los diseños básicos y de ingeniería detallada, especificaciones

técnicas y cantidades de obra. Adicionalmente incluye los estudios de impacto ambiental. El valor correspondiente se expresa en función del costo FOB.

Costo Interventoría: Incluye el costo de los servicios de control de calidad de las obras y su respectivo montaje.

Adicionalmente, cubre el costo de asesorías técnicas. Se expresa en función del costo FOB. Costo Incluye el costo de la gerencia del proyecto. Se expresa en Administración: función del costo FOB.

Costo Financiero: Es el costo reconocido del capital invertido durante la etapa de construcción. Se expresa en función del costo FOB.

El Factor de Instalación se calcula mediante la siguiente expresión: Factor de Instalación = Costo Directo + Costo Indirecto Finalmente, el Costo Unitario de una Unidad Constructiva se calcula como: Costo Unitario = Factor de Instalación Costo FOB Ministro de Minas y Energía

LUIS CARLOS VALENZUELA D.

Presidente

JOSE CAMILO MANZUR J.

Director Ejecutivo

ANEXO NO. 4.

FACTORES DE INSTALACIÓN Y COSTOS UNITARIOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS.

1. FACTORES DE INSTALACIÓN - SUBESTACIONES

Módulos 230 kV Módulo Común Módulo Común Bahía Bahía Tipo 1 Tipo 2 Línea Transformador Barra Sencilla 235% 235% 205% 205% Barra Principal y Transferencia 235% 235% 205% 205% Barra Doble 235% 235% 205% 205% Barra Doble + Transferencia 235% 235% 205% 205% Barra Doble + By pass 235% 235% 205% 205% Interruptor y Medio 235% 235% 205% 205%

Anillo 235% 235% 205% 205% Encapsulada Barra Doble 235% 235% 190% Módulos 500 kV Módulo Común Módulo Común Bahía Bahía Tipo 1 Tipo 2 Línea Transformador Barra Doble + Transferencia 235% 235% 190% 190% Interruptor y Medio 235% 235% 190% 190% Módulos 230 Kv Bahía de Transferencia 205% Bahía de Acople 205% Barra de Seccionamiento 205% Bahia de Acople Encapsulada 190% Barra de Seccionamiento Encapsulada 190% Modulos 500 kV Bahia de Acople 190% Autotransformadores

B. Autotransformador 230/500 190%

BAHIAS Y MODULOS DE Bahía Módulo COMPENSACION Compensación Serie 3x22 MVAR (Bahía + 180% - Módulo) Compensación Capacitiva Paralela (I y 1/2) 200% 185% 72 MVAR Compensación Capacitiva Paralela Anillo 20 200% 185% MVAR Compensación Capacitiva Paralela (B Ppal 200% 185% & T) 60 MVAR Compensación Capacitiva Paralela (DB + T) 200% 185% 60 MVAR Compensación Reactiva Maniobrable (B Ppal 200% 185% & T) 230 kV 20 MVAR Compensación Reactiva Línea Maniobrable a 185% 180% 500 kV 20 MVAR Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 185% 180% MVAR 2200 ohms Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 185% 180%

MVAR 1100 ohms Banco Reactores para Terciario 185% Autotransformador 50 MVAR Compensación Estática Reactiva 185% 180%

FACTORES DE INSTALACIÓN - LÍNEAS

LINEAS DE TRANSMISION Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Línea 230 kV 1 Circuito 280% 280% 280% Línea 230 kV 2 Circuito 270% 270% 270% Línea 230 kV 2 Circuito (2X1) 270% 270% 270% Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 270% 270%

COSTOS UNITARIOS - SUBESTACIONES

Módulos 230 kV Módulo Común Módulo Común Bahía Línea Bahía (US$ Diciembre de 1997) Tipo 1 Tipo 2 Transformador Barra Sencilla 2,196,789 2,521,768 966,365 716,226 Barra Principal y 2,416,718 2,741,698 1,053,840 803,701 Transferencia Barra Doble 2,416,718 2,758,211 1,057,732 802,337 Barra Doble + Transferencia 2,623,636 2,948,615 1,103,312 853,173 Barra Doble + By pass 2,623,636 2,948,615 1,142,432 892,293 Interruptor y Medio 2,391,066 2,716,045 1,189,986 939,847 Anillo 2,196,789 2,521,768 1,051,895 796,499 Encapsulada Barra Doble 2,980,580 3,305,559 1,938,935

Módulos 500 kV Módulo Común Módulo Común Bahía Línea Bahía (US$ Diciembre de 1997) Tipo 1 Tipo 2 Transformador Barra Doble + 3,108,383 3,221,183 2,341,821 1,932,084 Transferencia Interruptor y Medio 3,108,383 3,221,183 2,901,706 2,422,629 Módulos 230 Kv (US$ Diciembre de 1997) Bahía de Transferencia 426,974 Bahía de Acople 607,515 Barra de Seccionamiento 621,920 Bahia de Acople Encapsulada 1,012,611 Barra de Seccionamiento Encapsulada 207,054 Modulos 500 kV (US$ Diciembre de 1997) Bahia de Acople 1,575,178 Autotransformadores (US$ Diciembre de 1997)

B. Autotransformador 230/500 5,840,668

BAHIAS Y MODULOS DE Bahía Módulo

COMPENSACION

(US$ de Diciembre de 1997) Compensación Serie 3x22 MVAR (Bahía + 3,397,540 Módulo) Compensación Capacitiva Paralela (I y 1/2) 926,450 1,293,326 72 MVAR Compensación Capacitiva Paralela Anillo 20 827,384 1,113,983 MVAR Compensación Capacitiva Paralela (B Ppal 843,346 904,878 & T) 60 MVAR Compensación Capacitiva Paralela (DB + T) 891,610 904,878 60 MVAR Compensación Reactiva Maniobrable (B 795,298 1,278,957

Ppal & T) 230 kV 20 MVAR Compensación Reactiva Línea Maniobrable 969,206 1,319,447 a 500 kV 20 MVAR Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 534,358 2,152,305 MVAR 2200 ohms Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 534,358 1,970,505 MVAR 1100 ohms Banco Reactores para Terciario 852,776 Autotransformador 50 MVAR Compensación Estática Reactiva 2,257,807 31,454,280

COSTOS UNITARIOS - LÍNEAS

LINEAS DE TRANSMISION Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 (US$/km de Diciembre de 1997) VER

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CAMILO

MANZUR

J. Presidente LUIS

CARLOS

VALENZUELA

D. Ministro de Minas y Energía (US$ de Diciembre de 1997)

CENTROS

REGIONALES

DE

CONTROL

1,565,000

COSTOS

UNITARIOS

CENTROS

REGIONALES

DE

CONTROL

Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 213,639 247,913 Línea 230 kV 2 Circuito (2X1) 186,190 212,284 226,133 Línea 230 kV 2 Circuito 153,920 171,009 190,972 Línea 230 kV 1 Circuito 99,240 108,495 119,635 rr1r r1r SJ U U Ur,Jf,Jf,Jí ~ 1