RESOLUCIÓN 26 DE 1999 

(Junio 21)

“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.

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 7º del código de planeamiento y creó un Comité Asesor del Planeamiento de la Transmisión, CAPT;

Que de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 4º y en el anexo Nº 1 de la Resolución CREG-051 de 1998, se le asignó al CAPT la función de someter a consideración de la comisión una propuesta de costos unitarios y unidades constructivas para el sistema de transmisión nacional, STN, y una metodología para la revisión de los mismos;

Que 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 3º y 4º del artículo 5º de la Resolución CREG-103 de 1996, los CRD se consideran como dependencias asociadas con la actividad de transmisión de las empresas copropietarias del STN;

Que en la resolución mencionada, se definió la remuneración aplicable a los CRD existentes con base en un período de recuperación de la inversión de siete (7) años, de los cuales habrán transcurrido tres (3) al finalizar el año de 1999;

Que en el contexto del nuevo marco regulatorio aplicable al STN y establecido en la Resolución CREG-004 de 1999, se considera conveniente incorporar la remuneración descrita en el considerando anterior, definiendo los CRD existentes, como unidades constructivas asociadas a la infraestructura de transmisión;

Que restan cuatro (4) años para la recuperación total de la inversión reconocida a los CRD existentes;

Que teniendo en cuenta las funciones asignadas a los CRD (Res. CREG-102/96), la reposición de estos centros sólo se justifica, en la medida en que se traduzca en una reducción de los costos operativos del transmisor y por lo tanto, su reposición debe ser sufragada con los ingresos reconocidos a dichos agentes y establecidos en la Resolución CREG-004 de 1999;

Que la comisión, en sesión del día 21 de junio de 1999, aprobó la adopción de las unidades constructivas y de los costos unitarios correspondientes, que servirán de base para valorar los activos del sistema de transmisión nacional, en los términos previstos en la Resolución CREG-004 de 1999,

RESUELVE:

ART. 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.

ART. 2º—Unidades constructivas. Se adoptan las unidades constructivas, definidas en el anexo 1 de la presente resolución.

PAR.—No se admitirán unidades constructivas diferentes a las establecidas en la presente resolución, durante el período comprendido entre el 1º de enero del año 2000 y el 31 de diciembre del año 2004. La totalidad de activos del STN, deberán clasificarse directamente o por asimilación, en las unidades constructivas establecidas.

ART. 3º—Metodología para el cálculo de los costos unitarios de las unidades constructivas. La metodología aplicada se presenta a continuación:

a) Determinación de los elementos técnicos componentes de cada una de las unidades constructivas;

b) Determinación del costo FOB de cada uno de los elementos técnicos componentes de cada una de las unidades constructivas;

c) Determinación del factor de instalación aplicable a cada una de las unidades constructivas;

d) Obtención del costo unitario de cada unidad constructiva, mediante la multiplicación del costo FOB de la respectiva unidad, por el factor de instalación correspondiente;

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.

ART. 4º—Remuneración de la unidad constructiva centro regional de control, CRC. Con carácter de excepción y durante los años 2000, 2001, 2002 y 2003 se remunerará la unidad constructiva CRC.

Los gastos por concepto de AOM asociados a los CRC, están considerados dentro de los porcentajes aprobados como gastos AOM, establecidos en la Resolución CREG-004 de 1999. La parte variable que se reconocía por subestación (Res. CREG-103/96), ha sido considerada dentro del costo unitario establecido en la presente resolución para las unidades constructivas de bahías de líneas y transformadores.

ART. 5º—(Modificado).* Áreas típicas de las unidades constructivas de subestaciones (ATUC u.c.). Para determinar el costo por concepto de terrenos, de acuerdo con lo establecido en el artículo 4º de la Resolución CREG-004 de 1999, se adoptan las siguientes ATUC:

 

Subestación 230 kVBahía línea (m2)Bahía transform. (m2)Bahía acople o transferencia (m2)Bahía seccionam. (m2)Módulo común (m2)
Barra sencilla12001200  1200
Barra principal y transferencia15001500150024003300
Doble barra15001500150024003300
Doble barra más transferencia15001500150024003300
Doble barra más by-pass16001600260026003700
Interruptor y medio900900  4000
Anillo900   4000
Doble barra encapsulada160808080900
Subestación 500 kV     
Doble barra más transferencia36003600360021006500
Interruptor y medio36003600  6500

*(Nota: Modificado por la Resolución 64 de 1999 artículo 1º de la Comisión de Regulación de Energía y Gas).

ART. 6º—Elementos activos. De acuerdo con lo establecido en el parágrafo del artículo 7º de la Resolución CREG-004 de 1999, la UPME mantendrá un inventario de activos del STN. Los activos inventariados deberán clasificarse por unidad constructiva y por propietario.

ART. 7º—Aplicación de los costos unitarios de las unidades constructivas. Para la aplicación a partir del mes de enero del año 2000, de los costos unitarios aprobados en la presente resolución y expresados en dólares americanos del mes de diciembre de 1997, deberán referirse a pesos del mes de diciembre del año 1999, aplicando la tasa representativa del mercado del último día hábil de dicho mes, publicada por el Banco de la República. Los costos unitarios así expresados, se actualizarán mensualmente con el IPP publicado por el Banco de la República.

ART. 8º—Vigencia. Esta resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial y contra ella no procede recurso alguno por la vía gubernativa por tratarse de un acto de carácter general.

Comuníquese, publíquese y cúmplase.

Dada en Santafé de Bogotá, D.C., a 21 de junio de 1999.

ANEXO 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 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.

ANEXO 2

Costos FOB de las unidades constructivas

1. Subestaciones

Módulos 230 kV
(US$ dic./97)
Módulo común Tipo 1Módulo Común Tipo 2Bahía LíneaBahía
Transformador
Barra Sencilla934,8041,073,093471,398349,379
Barra Principal y Transferencia1,028,3911,166,680514,069392,050
Barra Doble1,028,3911,173,707515,967391,384
Barra Doble + Transferencia1,116,4411,254,730538,201416,182
Barra Doble + By pass1,116,4411,254,730557,284435,265
Interruptor y Medio1,017,4751,155,764580,481458,462
Encapsulada Barra Doble1,268,3321,406,6211,020,492 

Módulos 500 kV
(US$ dic./97)
Módulo Común Tipo 1Módulo Común Tipo 2Bahía LíneaBahía
Transformador
Barra Doble + Transferencia1,322,7161,370,7161,232,5381,016,887
Interruptor y Medio1,322,7161,370,7161,527,2141,275,068

Módulos 230 kV
(US$ dic./97)
Bahía de Transferencia208,280
Bahía de Acople296,349
Barra de Seccionamiento303,376
Bahía de Acople Encapsulada532,953
Barra de Seccionamiento Encapsulada108,976

Módulos 500 kV
(US$ dic./97)
Bahía de Acople829,041

Autotransformadores (US$ dic./97)
B. Autotransformador 230/500 3,074,036
Bahías y módulos de compensación (US$ de dic./1997)BahíaMódulo
Compensación Serie 3x22 MVAR (Bahía + Módulo)1,887,522-
Compensación Capacitiva Paralela (I y 1/2) 72 MVAR463,225699,095
Compensación Capacitiva Paralela Anillo 20 MVAR413,692602,153
Compensación Capacitiva Paralela (B Ppal &T) 60 MVAR421,673489,123
Compensación Capacitiva Paralela (DB + T) 60 MVAR445,805489,123
Compensación Reactiva Maniobrable (B Ppal &T) 230 kV 20 MVAR397,649691,328
Compensación Reactiva Línea Maniobrable a 500 kV 20 MVAR523,895733,026
Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 2200 ohms288,8421,195,725
Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 1100 ohms288,8421,094,725
Banco Reactores para Terciario Autotransformador 50 MVAR460,960
Compensación Estática Reactiva1,220,43617,474,600

2. Líneas.

Líneas de transmisión 0 (US$/km de dic./97)Nivel 1Nivel 2Nivel 3
Línea 230 kV 1 Circuito35,44338,74842,727
Línea 230 kV 2 Circuito57,00763,33770,730
Línea 230 kV 2 Circuito (2X1)68,95978,62483,753
Línea 500 kV 1 Circuito (4x1)79,12691,820 

ANEXO 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.

a) Costo FOB. Free on board (franco a bordo del buque). Estos costos se refieren a la transferencia de la propiedad y de los riesgos de los equipos al comprador; tiene lugar en el momento de la entrega a bordo del buque o medio de transporte designado por el comprador. Se incluyen todos los egresos de origen legal propios del país de origen del bien comprado, pero no el transporte marítimo ni los seguros correspondientes;

b) Costo CIF. Costo, seguro y flete. Se aplica al equipo y/o material importado. Corresponde al costo del bien puesto en puerto colombiano, antes de la legalización de la importación.

Costo CIF = Costo FOB + Costo transporte internacional + Costo seguro internacional

Donde:

Costo transporte internacional. Incluye los costos necesarios para transportar los equipos y/o materiales desde puertos extranjeros hasta puertos colombianos. El costo se expresa como un porcentaje del valor FOB del equipo y/o material.

Costo seguro internacional. Incluye los costos pagados a compañías especializadas para asegurar los equipos y/o materiales por daños, robo, atentados terroristas y otros. El costo se expresa como un porcentaje del valor FOB del equipo y/o material;

c) Costo DDP. Delivered duty paid (entregada derechos pagados). Significa que el vendedor ha cumplido su obligación de entregar la mercancía cuando ha sido puesta a disposición del comprador, en el lugar convenido del país de importación. El vendedor ha de asumir todos los riesgos y gastos relacionados con llevar la mercancía hasta ese lugar incluidos los derechos, impuestos y demás cargos oficiales exigibles a la importación, así como los gastos y riesgos de llevar a cabo las formalidades aduaneras. Se calcula de acuerdo a la siguiente expresión:

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

IVA. Impuesto al valor agregado. 16% del (Costo CIF + Arancel).

Costo bodegaje. Incluye costos por arrendamiento de una instalación para almacenar los equipos, mientras se legaliza su nacionalización o su despacho. Su cálculo se realiza como un porcentaje del costo CIF pero se expresa en términos del costo FOB;

d) Costo directo. Se calcula mediante la siguiente expresión:

Costo directo = Costo DDP + Costo montaje, pruebas y puesta en marcha + Costo obra civil + Costo repuestos + Costo gestión ambiental + Costo servidumbres

Donde:

Costo montaje, pruebas y puesta en marcha. Incluye la mano de obra calificada, materiales y equipos para el montaje, pruebas y puesta en marcha de la unidad constructiva. Se establece como un porcentaje del costo FOB.

Costo obra civil. Incluye los costos necesarios para la construcción de la unidad constructiva. No incluye la adecuación del terreno en las subestaciones. En el caso de líneas el valor de la obra civil y el montaje, pruebas y puesta en marcha, se establece como un solo ítem de costo. Se establece como un porcentaje del costo FOB.

Costo repuestos. Incluye el costo de los repuestos de acuerdo con lo establecido en el código de redes para el caso de líneas. En el caso de subestaciones se reconoce un porcentaje. Se establece como un porcentaje del costo FOB.

Costo gestión ambiental. En líneas se determinan como un costo fijo por kilómetro, independientemente del nivel de tensión. En subestaciones, se consideran dentro del costo obra civil. Se establece como un porcentaje del costo FOB.

Costo servidumbres. Incluye los costos necesarios para la compra de servidumbres y lotes para la construcción de líneas. Su valor depende del nivel de tensión de la línea, debido al ancho del corredor de transmisión. Se expresa como un porcentaje del costo FOB;

e) Costo indirecto. Se calcula mediante la siguiente expresión:

Costo indirecto = Costo diseño + Costo interventoría + Costo administración + Costo financiero

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 administración. Incluye el costo de la gerencia del proyecto. Se expresa en función del costo FOB.

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

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

ANEXO 4

Factores de instalación y costos unitarios de las unidades constructivas

1. Factores de instalación - subestaciones

Módulos 230 kVMódulo común tipo 1Módulo común tipo 2Bahía líneaBahía transformador
Barra sencilla235%235%205%205%
Barra principal y transferencia235%235%205%205%
Barra doble235%235%205%205%
Barra doble + Transferencia235%235%205%205%
Barra doble + by pass235%235%205%205%
Interruptor y medio235%235%205%205%
Anillo235%235%205%205%
Encapsulada barra doble235%235%190% 

Módulos 500 kVMódulo Común Tipo 1Módulo Común Tipo 2Bahía LíneaBahía Transformador
Barra doble + transferencia235%235%190%190%
Interruptor y medio235%235%190%190%

Módulos 230 Kv
Bahía de transferencia205%
Bahía de acople205%
Barra de seccionamiento205%
Bahia de acople encapsulada190%
Barra de seccionamiento encapsulada190%

Módulos 500 kV 
Bahía de acople190%

Autotransformadores
B. Autotransformador 230/500190%
Bahías y módulos de compensaciónBahíaMódulo
Compensación Serie 3x22 MVAR (bahía + módulo)180%-
Compensación capacitiva paralela (I y 1/2) 72 MVAR200%185%
Compensación capacitiva paralela anillo 20 MVAR200%185%
Compensación capacitiva paralela (B Ppal. &T) 60 MVAR200%185%
Compensación capacitiva paralela (DB + T) 60 MVAR200%185%
Compensación reactiva maniobrable (B Ppal &T) 230 kV 20 MVAR200%185%
Compensación reactiva línea maniobrable a 500 kV 20 MVAR185%180%
Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 2200 ohms185%180%
Compensación Reactiva Fija 500 kV 28 MVAR 1100 ohms185%180%
Banco reactores para terciario autotransformador 50 MVAR 185%
Compensación estática reactiva185%180%

2. Factores de instalación - Líneas

Líneas de transmisión Nivel 1Nivel 2Nivel 3
Línea 230 kV 1 Circuito280%280%280%
Línea 230 kV 2 Circuito270%270%270%
Línea 230 kV 2 Circuito (2X1)270%270%270%
Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 270%270%

3. Costos unitarios - subestaciones

Módulos 230 kV (US$ dic./97)Módulo común tipo 1Módulo común tipo 2Bahía líneaBahía transformador
Barra sencilla2,196,7892,521,768966,365716,226
Barra principal y transferencia2,416,7182,741,6981,053,840803,701
Barra doble2,416,7182,758,2111,057,732802,337
Barra doble + transferencia2,623,6362,948,6151,103,312853,173
Barra doble + by pass2,623,6362,948,6151,142,432892,293
Interruptor y medio2,391,0662,716,0451,189,986939,847
Anillo2,196,7892,521,7681,051,895796,499
Encapsulada barra doble2,980,5803,305,5591,938,935

Módulos 500 kV (US$ dic./97)Módulo común tipo 1Módulo común tipo 2Bahía líneaBahía transformador
Barra doble + transferencia3,108,3833,221,1832,341,8211,932,084
Interruptor y medio3,108,3833,221,1832,901,7062,422,629

Módulos 230 Kv (US$ dic./97)
Bahía de transferencia426,974
Bahía de acople607,515
Barra de seccionamiento621,920
Bahía de Acople Encapsulada1,012,611
Barra de seccionamiento encapsulada207,054

Módulos 500 Kv (US$ dic./97)
Bahía de acople1,575,178

Autotransformadores (US$ dic./97)
B. Autotransformador 230/500 5,840,668
Bahías y módulos de compensación (US$ de Diciembre de 1997)BahíaMódulo
Compensación Serie 3x22 MVAR (bahía + módulo) 3,397,540
Compensación capacitiva paralela (I y 1/2) 72 MVAR926,4501,293,326
Compensación capacitiva paralela anillo 20 MVAR827,3841,113,983
Compensación capacitiva paralela (b ppal &T) 60 MVAR843,346904,878
Compensación capacitiva paralela (DB + T) 60 MVAR891,610904,878
Compensación reactiva maniobrable (b ppal &T) 230 kV 20 MVAR795,2981,278,957
Compensación reactiva línea maniobrable a 500 kV 20 MVAR969,2061,319,447
Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 2200 ohms534,3582,152,305
Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 1100 ohms534,3581,970,505
Banco reactores para terciario autotransformador 50 MVAR852,776
Compensación estática reactiva2,257,80731,454,280

4. Costos unitarios – líneas

 

Líneas de transmisión (US$/km dic./97)Nivel 1Nivel 2Nivel 3
Línea 230 kV 1 Circuito99,240108,495119,635
Línea 230 kV 2 Circuito153,920171,009190,972
Línea 230 kV 2 Circuito (2X1)186,190212,284226,133
Línea 500 kV 1 Circuito (4x1)213,639 247,913

5. Costos unitarios centros regionales de control

 

Centros regionales de control (US$ dic./97)1,565,000