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| Resolución No. 026 (Junio 21 de 1999)
Por la cual se adopta la metodología para establecer los costos unitarios de las unidades constructivas del STN, se fijan los costos unitarios aplicables durante el período 2000-2004 y se establecen las áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones.
Notas de Vigencia: - Corregido por la Resolución CREG-064 de 1999, " Por la cual se corrige un error tipográfico en la Resolución CREG 026 de 1999, publicada en el Diario Oficial No. 43.809 del 9 de diciembre de 1999. |
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,
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 –STN- y 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 CRD´s se consideran como dependencias asociadas con la actividad de Transmisión de las empresas copropietarias del STN;
Que en la Resolución mencionada, se definió la remuneración aplicable a los CRD´s existentes con base en un período de recuperación de la inversión de siete (7) años, de los cuales habrán transcurrido tres (3) al finalizar el año de 1999;
Que en el contexto del nuevo marco regulatorio aplicable al STN y establecido en la Resolución CREG-004 de 1999, se considera conveniente incorporar la remuneración descrita en el considerando anterior, definiendo los CRD´s existentes, como Unidades Constructivas asociadas a la infraestructura de Transmisión;
Que restan cuatro (4) años para la recuperación total de la inversión reconocida a los CRD´s existentes;
Que teniendo en cuenta las funciones asignadas a los CRD´s (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.
ARTICULO 2º. Unidades Constructivas: Se adoptan las Unidades Constructivas, definidas en el Anexo 1 de la presente Resolución.
Parágrafo: 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.
ARTICULO 3º. Metodología para el Cálculo de los Costos Unitarios de las Unidades Constructivas: La metodología aplicada se presenta a continuación:
a- Determinación de los Elementos Técnicos componentes de cada una de las Unidades Constructivas.
b- Determinación del costo FOB de cada uno de los Elementos Técnicos componentes de cada una de las Unidades Constructivas.
c- Determinación del Factor de Instalación aplicable a cada una de las Unidades Constructivas.
d- Obtención del Costo Unitario de cada Unidad Constructiva, mediante la multiplicación del costo FOB de la respectiva Unidad, por el Factor de Instalación correspondiente.
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.
ARTICULO 4º. Remuneración de la Unidad Constructiva Centro Regional de Control. -CRC-: Con carácter de excepción y durante los años 2000, 2001, 2002 y 2003 se remunerará la Unidad Constructiva CRC.
Los gastos por concepto de AOM asociados a los CRC’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.
ARTICULO 5º. Áreas Típicas de las Unidades Constructivas de Subestaciones (ATUC u.c.): Para determinar el costo por concepto de terrenos, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4 de la Resolución CREG-004 de 1999, se adoptan las siguientes ATUC´s:
SUBESTACIÓN 230 kV | Bahía Línea
(m²) | Bahía Transformador
(m²) | Bahía Acople o Transferencia
(m²) | Bahía Seccionamiento
(m²) | Módulo Común
(m²) |
| Barra Sencilla | 1200 | 1200 | . | . | 1200 |
| Barra Principal y Transferencia | 1500 | 1500 | 1500 | 2400 | 3300 |
| Doble Barra | 1500 | 1500 | 1500 | 2400 | 3300 |
| Doble Barra más Transferencia | 1500 | 1500 | 1500 | 2400 | 3300 |
| Doble Barra más By- Pass | 1600 | 1600 | 2600 | 2600 | 3700 |
| Interruptor y Medio | 900 | 900 | . | . | 4000 |
| Anillo | 900 |  | . | . | 4000 |
| Doble Barra Encapsulada | 160 | 80 | 80 | 80 | 900 |
SUBESTACIÓN 500 kV | Bahía Línea
(m²) | Bahía Transformador
(m²) | Bahía Acople o Transferencia
(m²) | Bahía Seccionamiento
(m²) | Módulo Común
(m²) |
| Doble Barra más Transferencia | 3600 | 3600 | 3600 | 2100 | 6500 |
| Interruptor y Medio | 3600 | 3600 | . | . | 6500 |
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.
ARTICULO 7º. Aplicación de los Costos Unitarios de las Unidades Constructivas: Para la aplicación a partir del mes de enero del año 2000, de los Costos Unitarios aprobados en la presente Resolución y expresados en dólares americanos del mes de diciembre de 1997, deberán referirse a pesos del mes de diciembre del año 1999, aplicando la tasa representativa del mercado del último día hábil de dicho mes, publicada por el Banco de la República. Los Costos Unitarios así expresados, se actualizarán mensualmente con el IPP publicado por el Banco de la República.
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.
Publicada en el Diario Oficial No. 43631 de julio 7 de 1999 |
COMUNIQUESE, PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE
Dada en Santa Fe de Bogotá D.C., el día 21 de Junio de 1999
LUIS CARLOS VALENZUELA D.
Ministro de Minas y Energía
Presidente | JOSE CAMILO MANZUR J.
Director Ejecutivo |
UC1. Módulo Común (Tipo 1 y Tipo 2).
UC2. Bahía de Línea.
UC3. Bahía de Transformación.
UC4. Bahía de Transferencia.
UC5. Bahía de Seccionamiento.
UC6. Bahía de Acople.
UC7. Bahía de Compensación.
UC8. Módulo de Compensación.
UC9. Autotransformador de Potencia.
Módulo Común Tipo 1 : Subestaciones con 6 o menos Bahías
Módulo Común Tipo 2 : Subestaciones con más de 6 Bahías
1.2 UNIDADES CONSTRUCTIVAS UC1 A UC6 POR TIPO DE CONFIGURACIÓN
Las configuraciones tipificadas de subestaciones son las siguientes:
Configuración 1: Barra Sencilla (230 kV)
Configuración 2: Barra Principal y Transferencia (230 kV)
Configuración 3: Doble Barra (230 kV)
Configuración 4: Doble Barra más Seccionador de Transferencia (230 y 500 kV)
Configuración 5: Doble Barra más Seccionador de By- Pass (230 kV)
Configuración 6: Interruptor y Medio (230 y 500 kV)
Configuración 7: Anillo (230 kV)
Configuración 8: Doble Barra Encapsulada (230 kV)
1.3 UNIDADES CONSTRUCTIVAS UC7 A UC8 POR TIPO DE ACTIVO
Los activos considerados son los siguientes:
Activo 1: Compensación Serie 3x22 MVAR
Activo 2: Compensación Capacitiva Paralela (Interruptor y Medio) 72 MVAR
Activo 3: Compensación Capacitiva Paralela (Anillo) 20 MVAR
Activo 4: Compensación Capacitiva Paralela (Barra Principal y Transferencia) 60 MVAR
Activo 5: Compensación Capacitiva Paralela (Doble Barra + Transferencia) 60 MVAR
Activo 6: Compensación Reactiva Maniobrable (Barra Principal y Transferencia) 230 kV 20 MVAR
Activo 7: Compensación Reactiva de Línea Maniobrable 500 kV 20 MVAR
Activo 8: Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 2200 Ohms
Activo 9: Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 1100 Ohms
Activo 10: Banco Reactores para Terciario Autotransformador 50 MVAR
Activo 11: Compensación Estática Reactiva
2. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
La Unidad Constructiva para Líneas de Transmisión está expresada en “km de Línea”. Se establecen las siguientes Unidades Constructivas:
UC1. Circuito Sencillo 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.
UC2. Circuito Sencillo 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2.
UC3. Circuito Sencillo 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3.
UC4. Circuito Doble 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.
UC5. Circuito Doble 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2.
UC6. Circuito Doble 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3.
UC7. Circuito Sencillo (4x1) 500 kV. Conductor ACAR 600 MCM. Nivel 1.
UC8. Circuito Sencillo (4x1) 500 kV. Conductor ACAR 800 MCM. Nivel 2.
UC9. Circuito Doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 950 MCM. Nivel 1.
UC10. Circuito Doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 1200 MCM. Nivel 2.
UC11. Circuito Doble (2x1) 230 kV. Conductor ACAR 1500 MCM. Nivel 3.
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 –CRC-
La Unidad Constructiva para los CRC está expresada en forma global y corresponde a la estación maestra con toda la infraestructura asociada, de la cual se excluyen los equipos asociados a las subestaciones que controla, los cuales han sido considerados dentro de las Unidades Constructivas de subestación UC2 a UC8
UC1. Centro Regional de Control –CRC-
LUIS CARLOS VALENZUELA D.
Ministro de Minas y Energía
Presidente | JOSE CAMILO MANZUR J.
Director Ejecutivo |
LUIS CARLOS VALENZUELA D.
Ministro de Minas y Energía
Presidente | JOSE CAMILO MANZUR J.
Director Ejecutivo |
LUIS CARLOS VALENZUELA D.
Ministro de Minas y Energía
Presidente | JOSE CAMILO MANZUR J.
Director Ejecutivo |
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