CI 013 MPPEE 2014 Metodología CORPOELEC v5 1

DIAGNÓSTICO DE MÉTODOS Y PROCESOS, A
PARTIR DEL INTERCAMBIO DE EXPERIENCIAS
EXITOSAS PARA EL FORTALECIMIENTO DE LA
UNIDAD DE ESTIMACIÓN DE COSTOS
CI/013/MPPEE/2014
Metodología
Preparada para:
16 Octubre 2014
GUILLERMO BETOLAZA
Diagnóstico de métodos y procesos, a partir del
intercambio de experiencias exitosas para el
fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
Contenido
INFORME METODOLÓGICO ......................................................................................................... 4
1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 4
2. OBJETIVOS ............................................................................................................................. 5
3. ASPECTOS METODOLÓGICOS GENERALES ..................................................................... 6
3.1.
OBJETIVO ...................................................................................................................... 6
3.2.
DEFINICIONES .............................................................................................................. 6
3.3.
PROCESO METODOLÓGICO ..................................................................................... 12
4. ACERCA DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS ESTÁNDAR (UCEs) ............................. 14
4.1.
LISTADO DE LAS UCES .............................................................................................. 14
4.2.
ESTRUCTURA ANALÍTICA DE LAS DISTINTAS TIPOLOGÍAS DE UCES................. 16
4.3.
COSTOS DE LAS UCES .............................................................................................. 20
5. TIPOLOGÍAS PARA PROYECTOS DE EXPANSIÓN Y CONTROL ..................................... 25
5.1.
PLANTA DE GENERACIÓN CICLO SIMPLE 150MW ................................................. 25
5.2.
LÍNEA DE TRANSMISIÓN 400KV ................................................................................ 27
5.3.
SUBESTACIÓN 400/115/34.5 KV 900 MVA ................................................................. 29
5.4.
LÍNEA AÉREA DE 13,8KV ............................................................................................ 31
5.5.
CABLES SUBTERRÁNEOS DE 13,8KV ...................................................................... 32
5.6.
SUBESTACIÓN DE DISTRIBUCIÓN 100KVA ............................................................. 33
6. PRÁCTICAS COMPARADAS ................................................................................................ 35
6.1.
CÁLCULO DE COSTOS UNITARIOS CON FINES REGULATORIOS/TARIFARIOS .. 35
6.2.
ESTIMACIÓN DE COSTOS UNITARIOS PARA PLANIFICACIÓN.............................. 35
6.3.
REFERENCIAS DE LICITACIONES Y RESOLUCIONES DE COMPRA .................... 35
6.4.
RECOMENDACIÓN DE VISITA ................................................................................... 36
7. METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN DE COSTOS ................................................................. 37
7.1.
GLOSARIO DE TÉRMINOS ......................................................................................... 37
7.2.
CONSIDERACIONES INICIALES ................................................................................ 37
7.3.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE PLANTAS DE GENERACIÓN .................................. 45
7.4.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ..................................... 48
7.5.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN ................... 53
7.6.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN .................................... 58
7.7.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE CABLES SUBTERRÁNEOS DE DISTRIBUCIÓN .... 62
7.8.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN ................... 65
8. APLICACIÓN DE FACTORES POR VARIABLES EXÓGENAS ............................................ 70
9. FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN ....................................................................................... 72
10. BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................................................... 75
ANEXO I. LISTADO DE MATERIALES Y COMPONENTES DE LAS UCES ................................ 77
EQUIPOS ELÉCTRICOS DE GENERACIÓN ........................................................................... 77
EQUIPOS MECÁNICOS EN GENERACIÓN ............................................................................ 77
EQUIPOS DE CONEXIÓN PARA SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS DE
TRANSMISIÓN ............................................................................................................. 78
MÁQUINAS DE POTENCIA PARA SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS DE
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
2
GUILLERMO BETOLAZA
TRANSMISIÓN ............................................................................................................. 78
CELDAS INTERIORES PARA SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS DE TRANSMISIÓN
...................................................................................................................................... 79
CONDUCTORES Y CABLE DE GUARDA PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y
DISTRIBUCIÓN ............................................................................................................ 79
ESTRUCTURAS PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN ................................. 80
TRANSFORMADORES PARA SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN .................................. 80
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
3
GUILLERMO BETOLAZA
INFORME METODOLÓGICO
1.
INTRODUCCIÓN
Actualmente, el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica y el PNUD en Venezuela se
encuentran en proceso de preparación de una estrategia de cooperación de mediano y largo plazo
para abordar temas diversos, tales como: diversificación energética y fortalecimiento del sector
eléctrico nacional, acceso a la energía en comunidades rurales aisladas al Sistema Eléctrico Nacional
(SEN), y eficiencia energética.
En el marco de la Misión Eléctrica Venezuela, se ha identificado en el vértice “Garantizar la
Sustentabilidad Económica y Financiera del prestador del servicio” para avanzar en la
optimización de la estructura de costos y gastos del operador y prestador del servicio, donde se
plantea la necesidad de fortalecer los procesos de estimación de costos de los proyectos de
infraestructura del sector, mediante la creación de una unidad o grupo de trabajo destinado para tal
fin.
En este contexto, el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, en sus competencias de
supervisión, control y fiscalización del servicio eléctrico, requiere de la definición de valores de
referencia eficientes en materia de costos e inversiones, asociados a las actividades del Sistema
Eléctrico Nacional (SEN).
Para atender estas exigencias regulatorias y otras actividades que se desprendan de la planificación,
desarrollo e industrialización, se prevé la creación de una unidad de estimación de costos que
permita apoyar la evaluación y análisis de los costos de las inversiones asociadas a los
procesos medulares del Sector Eléctrico, a fin de seleccionar las mejores alternativas económicasfinancieras, mejorar la eficiencia de los procesos y la calidad de servicio.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
4
GUILLERMO BETOLAZA
2.
OBJETIVOS
La consultoría tiene como objetivo dar asistencia técnica y acompañamiento en el proceso de
estimación de costos a partir del intercambio de experiencias exitosas, para fortalecer las
capacidades del personal y contar con un marco referencial de costos que facilite la toma de
decisiones en los distintos procesos del Sistema Eléctrico Nacional.
Entre los objetivos específicos esperados se encuentran:




Diagnóstico sobre los procesos y métodos actuales de trabajo y detección de
necesidades, con la finalidad de definir los procesos y capacidades para la estimación de
costos (nacionales e internacionales).
Estudio comparado de buenas prácticas para definir un programa de intercambio de
experiencias con unidades similares, en órganos de la misma naturaleza a nivel regional, de
forma tal que las autoridades del Ministerio, puedan definir la estrategia a impulsar en el
Operador y Prestador del Servicio y otros entes adscritos.
Consolidar una base de datos de los costos de las inversiones en los distintos procesos
del Sistema Eléctrico Nacional a través de la recopilación de información y mejores prácticas
en materia de costos de infraestructura.
Desarrollar una metodología para estimación de costos fundamentada en el diagnóstico,
los datos recopilados y el intercambio de experiencias de la región
Como resultado del desarrollo de la consultoría se prevé la entrega de los siguientes
productos, los cuales están asociados a los pagos previstos en el contrato:

Informe 2: Metodología de estimación de costos y Estudio comparado de buenas prácticas
para definir un programa de intercambio de experiencias, incluyendo un análisis y propuestas
estratégicas de incorporación de buenas prácticas en el proceso de estimación de costos.
Fecha prevista 16 OCT 2014.
El trabajo se dividirá en las siguientes tareas:
Tarea I-4
Definición de la metodología y plan de acción
Se presenta finalmente la estrategia, metodología y plan de acción para la estimación de costos de
los elementos clave de la cadena eléctrica. Se presentará el plan de seguimiento de las acciones
propuestas y los recursos (personal y tecnología de información) necesarios para la obtención de los
resultados esperados.
Se hará la entrega del Producto 2: “Metodología de estimación de costos”
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
5
GUILLERMO BETOLAZA
3.
3.1.
ASPECTOS METODOLÓGICOS GENERALES
Objetivo
Realizar estimaciones de costos de distintas Unidades Constructivas Estándar, las cuales
servirán como referencia interna de CORPOELEC para el proceso de planificación en las
distintas etapas dentro de la Corporación.
Una estimación representa un costo probable de un proyecto, principalmente basado en
desempeños y costos del pasado, el cual depende en gran parte de la experiencia del
estimador y del conocimiento de proyectos similares. En la etapa de estimación, si bien se
aplican normas y especificaciones generales, difiere de la etapa de presupuesto en el nivel
de detalle de dichas especificaciones. Se podría indicar que a los efectos de las
estimaciones, se trabajará con especificaciones técnicas generales.
Dentro de los objetivos específicos que se persigue con la estimación de costos están:
 Evaluar la factibilidad de diferentes proyectos en la fase de planificación.
 Analizar la rentabilidad económica de los proyectos.
 Evaluar la factibilidad económica de los proyectos en su etapa conceptual.
 Servir de base para establecer estrategias de financiamiento.
 Formular el presupuesto de inversiones del próximo año.
 Formular el presupuesto del plan de inversiones del quinquenio que se inicia.
 Servir de base para definir e iniciar un proceso de licitación.
 Servir de base de comparación de las ofertas en licitaciones.
 Servir de base de control de costos y de avance en la fase de ejecución.
La estimación de costos tiene razón de ser, sólo si representa una referencia válida para el
planificador y si la misma resulta consistente con la realidad. Debe ser de simple aplicación
y clara en sus definiciones y forma de actualización. Las referencias de precios utilizadas
deben contar con un fuerte respaldo técnico y claramente identificable y trazable la fuente de
información tanto local como internacional, para su reproducción y actualización periódica.
3.2.
Definiciones
3.2.1. Histórico de revisiones
Registro de modificaciones y actualización de la metodología y costos de referencia.
3.2.2. Precios y costos
Los términos costo y precio a menudo son considerados sinónimos. Aunque estas dos
palabras se refieran a medidas de valor monetario o económico, son sustanciales sus
diferencias; las cuales se explican a continuación.
El costo engloba el esfuerzo económico o desembolso de dinero en el que incurre un
productor u empresario para producir sus bienes o servicios.
Los costos de producción se generan mediante la sumatoria de gastos corporativos como
materias primas, estructura (local, nave industrial), mano de obra, otros materiales (como los
gastos de administración), servicios básicos (electricidad, agua), entre otros que se puedan
añadir (amortizaciones, intereses de deuda).
La economía de mercado, en teoría, fija el valor de los insumos por medio de las presiones
que ejercen los que ofertan y los que demandan. Esto indica que si coexiste una cantidad
considerable de demandantes y pocos ofertantes, el valor del bien/servicio sube, en caso
contrario, el valor del bien/servicio disminuye.
Pues a este valor resultante de las presiones del mercado abierto (donde hay oferta y
demanda) se le conoce como precio. Un producto/servicio vale en el mercado en proporción
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
6
GUILLERMO BETOLAZA
a su escasez o disponibilidad y en función a qué tan necesitado/deseado es.
De allí es posible definir el precio como el valor en el que acuerdan los que ofertan y los que
demandan para asignar a un bien/servicio.
Partiendo de esta explicación, utilizaremos costos para referirnos a la inversión total de los
proyectos a analizar y Precio a los valores de adquisición de los equipos, materiales e
insumos, así como los servicios contratados.
3.2.3. Moneda
Se utilizarán los costos considerando la moneda de origen de acuerdo a su naturaleza. Los
materiales importados se considerarán en divisa del país correspondiente y los conceptos
locales en Bolívares. En el caso de realizar comparaciones internacionales, se homologarán
las estimaciones de costos en dólares estadounidenses (USD), aplicando los factores
exógenos que se definen en cada caso.
3.2.4. Actualización de precios
Los precios locales se actualizarán de acuerdo a su naturaleza considerando indicadores
que representen las variaciones temporales de los costos de los componentes. La mano de
obra se actualizará considerando indicadores locales como el Índice de Precios o Índice de
variación salarial, mientras que los materiales se ajustarán de acuerdo a indicadores que
representen variaciones de precios de sus principales componentes (cobre, aluminio, acero)
e indicadores de variaciones monetarias de la moneda de origen mediante fórmulas
polinómicas que se definirán en el capítulo correspondiente.
3.2.5. Niveles de estimación de costos
a) Estimado de Costos Clase IV (Fase Planificación)
En esta fase se realizan estudios de oportunidad de los proyectos y se evalúan estrategias
con los objetivos del negocio, así mismo se establece el caso preliminar de negocios. Se
recomienda la definición global del proyecto y de sus principales componentes
(subestaciones, líneas de transmisión, transformadores de potencia y sistemas de
compensación) a nivel general, donde la información disponible se limita esencialmente al
tamaño o a la capacidad propuesta, ubicación geográfica, etc. La precisión de estos
estimados Clase IV es del orden de +/- 50 %. El uso de estos estimados es esencialmente
para realizar los estudios técnico – económicos de prefactibilidad.
b) Estimado de Costos Clase III (Fase Alternativas)
Durante la fase de Ingeniería Conceptual se ha avanzado en los estudios de diseño básico
de los componentes, incluyendo la preselección, el tipo y tamaño de los equipos mayores,
así como también se han definido en forma preliminar la ubicación de las subestaciones y/o
ampliaciones, así como rutas preliminares de las líneas de transmisión. La precisión de
estos estimados Clase III es del orden de +/- 30 %. El uso de estos estimados aplica
fundamentalmente para realizar evaluaciones técnico – económicas para decidir entre varias
alternativas de solución, así como en la formulación de los estimados de los proyectos en el
plan de inversiones de la empresa.
c) Estimado de Costos Clase II (Fase Definición)
Durante la fase de Ingeniería Básica o definición de los proyectos, se realiza la ingeniería
básica y especificaciones de la obra incluyendo los equipos y componentes, así como de la
ubicación definitiva de las subestaciones y/o ampliaciones y la ruta más precisa de las líneas
de transmisión. La precisión de estos estimados Clase II es del orden de +/- 20 %. El uso de
estos estimados es para realizar la formulación presupuestaria de los proyectos, para definir
e iniciar procesos de licitación, así como para tener montos de referencia para la
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
7
GUILLERMO BETOLAZA
comparación de las diferentes ofertas que serán recibidas.
d) Estimado de Costos Clase I (Fase Implementación)
Durante la fase de construcción de los proyectos de líneas de transmisión y subestaciones
se tienen las diferentes valuaciones de las obras realizadas en función de la ejecución y
avance de las obras, en donde se obtienen los costos de las diferentes partidas. La
precisión de estos estimados Clase I es del orden de +/- 10 %, ya que durante la ejecución
de la obras pueden surgir algún imprevisto no considerado, así como la variación de los
índices de escalación de las partidas.
3.2.6. Nivel de exactitud de las estimaciones
Las estimaciones se realizarán mediante dos enfoques: uno a partir de la estimación de los
costos de los componentes de las distintas tipologías que constituyen las instalaciones del
sistema eléctrico (bottom-up), y el segundo a partir de los costos totales comparados con
otras referencias locales e internacionales (benchmarking).
En ambos casos se deben homologar los precios a la fecha de referencia mediante el uso
de las fórmulas de actualización.
3.2.7. Unidades de medida
Se utilizará el sistema métrico para determinar la estimación de costos. Por ejemplo, los
precios de los cables y conductores se expresarán por unidad de longitud ( /km), los
correspondientes a transformadores potencia por unidad de potencia aparente ( /MVA). Los
restantes costos se expresarán por unidad, como es el caso de estructuras, o global como
en el caso de costos de servicios auxiliares en subestaciones o herrajes en líneas de
transmisión.
GW Gigawatt
Kg kilogramo
kV kilovolt
kW kilowatt
kWh kilowatt-hora
MW Megawatt
MWh Megawatt-hora
kVA kilovolt amper
MVA Megavolt Amper
Bs Bolívar
USD Dólar Estadounidense
RMB Reminbi Chino
Km kilómetro
Las referencias de unidades de medida se actualizará de acuerdo a las necesidades y
requerimientos de la estimación de costos.
3.2.8. Base de datos de costos unitarios
Está compuesta por todas las referencias locales e internacionales expresadas en su
moneda de origen y fecha, la cual se actualizará de acuerdo a las fórmulas polinómicas
definidas en la metodología.
Se definirán dos base de datos: una correspondiente a los costos totales desagregados en
materiales, obra civil y montaje, costos indirectos y otros costos, y otras base de datos en la
que se definirán las referencias de los principales materiales que constituyen las
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
8
GUILLERMO BETOLAZA
instalaciones eléctricas.
3.2.9. Factores exógenos
Los factores exógenos permiten explicar las variaciones que pueden observarse en la
estimación de costos al comparar dos instalaciones similares pero que se desarrollan en
condiciones diferentes. Tal es el caso, por ejemplo, de una línea que se desarrolla en
terrenos llano o montañoso. También se consideran como factores exógenos variables
ambientales (zonas sísmicas o de contaminación), geográficos (zonas selváticas, alejadas y
de difícil acceso), factores de estructura (relación entre los distintos componentes de costo)
entre los más destacados.
3.2.10.
Referencias nacionales
Son todos los costos internos de CORPOELEC que sirven de insumo al modelo. Los costos
unitarios de materiales se considerarán a partir de la información de procura que idealmente
deberán ser identificables en el sistema SAP. En el caso de obras desarrolladas por suma
global, se deberá estimar la composición de los costos en sus principales componentes:
materiales, obra civil y montaje, costos indirectos y otros costos. En todos los casos se
deberá considerar el costo de inversión sin considerar los intereses y sobrecostos durante la
obra debido a retrasos no asignables a la construcción de la obra. Este concepto es
conocido como “overnight cost”, que asume como si la obra se desarrollara de un día para
otro.
3.2.11.
Referencias internacionales
Se definirán las fuentes de información internacionales para la definición de las referencias
de costos para Generación, Transmisión y Distribución:
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
9
GUILLERMO BETOLAZA
País
Referencia
Colombia. Unidad de
Planeamiento Minero
Energética (UPME)
Costos indicativos de
generación y transmisión
eléctrica en Colombia
Reino Unido.
Departamento de
Energía y Cambio
Climático (DECC)
Costos de generación eléctrica
EEUU. Agencia
Internacional de
Energía (US EIA)
Costos de generación eléctrica.
Updated Capital Cost Estimates
for Utility Scale Electricity
Generating Plants
EEUU. NATIONAL
RENEWABLE ENERGY
LABORATORY (NREL)
Cost and performance data for
Power generation Technologies
ESMAP World Bank
Equipment Prices in the Power
Sector
Canadá. Alberta
Electricity System
Operator (AESO)
Generation Outlook
Benchmarking de costos de
inversión en Generación, Líneas
y subestaciones de Transmisión
Brasil. ANEEL
Base de Costos Unitarios de
Instalaciones y Bancos de
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
Generación
Transmisión
Distribución
Sitio Web
http://www.upme.gov.co/


http://www.upme.gov.co/Docs/Plan_Expansi
on/2010/Plan_Expansion_20102024_Definitivo.pdf

https://www.gov.uk/government/organisations/de
partment-of-energy-climate-change

http://www.eia.gov/forecasts/capitalcost/pdf/upda
ted_capcost.pdf

http://www.nrel.gov/analysis/tech_cost_data.html
http://en.openei.org/apps/TCDB/
https://www.esmap.org/node/593


http://www.esmap.org/sites/esmap.org/files/
TR12209_GBL_Study_of_Equipment_Prices_in_th
e_Power_Sector.pdf


http://www.aeso.ca/transmission/23722.html

http://www.aneel.gov.br/
10
GUILLERMO BETOLAZA
Precios de ANEEL
Uruguay. UTE
Resoluciones de precios de
suministro de materiales

http://www.ute.com.uy/index.html
Centroamérica. CEAC
Estudio de costos estándares
de la industria eléctrica GTCIE

http://www.ceaconline.org/documentos.php
Panamá. Autoridad
Nacional de los
Servicios Públicos
(ASEP)
Plan de Expansión del Sistema
de Transmisión 2011

http://www.asep.gob.pa/
Panamá. Empresa de
Transmisión Eléctrica
(ETESA)
Plan de Expansión del Sistema
Interconectado Nacional

http://www.etesa.com.pa/plan_expansion.ph
p
Perú. Organismo
Supervisor de la
Inversión en Energía y
Minería (Osinergmin)
Supervisión de obras
Absolución de Observaciones y
Presentación de los Resultados
Definitivos del Estudio de
Costos del VAD
Chile. Comisión
Nacional de Energía
(CNE)
Costos de inversión para
tarificación de sistemas
medianos
Guatemala. Comisión
Nacional de Energía
Eléctrica (CNEE)
Estudio de Costos de Unidades
Constructivas para Distribución
México. Comisión
Federal de Electricidad
(CFE)
Precio por obra solicitada
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos











http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/pages/GF
E/supervision_contratos2.htm?8312
http://www2.osinerg.gob.pe/
http://www.cne.cl/tarificacion/electricidad/tari
ficacion-sistemas-medianos/820proceso2014-2018
ftp://www.cnee.gob.gt/EEGSA2013/Etapa%20C/EEGSA_Etapa_C_Costos
_UUCC_Final_20130326.pdf
http://www.cfe.gob.mx/Industria/Informacion
Cliente/Paginas/Precio-por-obrasolicitada.aspx
11
GUILLERMO BETOLAZA
3.3.
Proceso metodológico
Estimación por componentes con indicadores de control de relaciones y costos unitarios de
componentes:
Actualización periódica
PROCESO
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
SALIDA
Definición de las
UCEs
Consiste en identificar las UCEs para las distintas etapas del
sistema: Generación, Transmisión y Distribución, de acuerdo a las
normas técnicas de CORPOELEC
UCEs
normalizadas
Recolección de
datos
Consiste en identificar las fuente de información dentro o fuera de
CORPOELEC de manera que sirvan de datos de entrada al modelo
de estimación de costos
Nuevos
requerimientos /
datos
Evaluación de
datos y
normalización
Análisis y actualización de la base de datos considerando
información de nuevas UCEs, cambios de estructura de costos o
cambios en los costos de referencia
Identificación de
actualizaciones a
las UCEs
Actualización de
las UCEs
Revisión de las UCEs actuales y agregado de nuevas UCEs en base
a los requerimientos
Base de UCEs
actualizada
Prueba de
relaciones
Se realizan los chequeos de costos de las UCEs y materiales con
referencias internas y externas para identificar posibles desvíos y
sus justificaciones
Base de UCEs
revisada
Aprobación
La Unidad de Estimación de Costos aprueba la nueva Base de
Estimación de Costos para ser utilizada por las distintas Gerencias
de CORPOELEC
Base de UCEs
aprobada
Base de datos
para estimación
de costos
Los pasos a seguir para la implementación de la metodología son los siguientes:
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
12
GUILLERMO BETOLAZA
Desarrollar el
Listado de
tipologías
(UCEs) para
Generación,
Transmisión y
Distribución
(Planificación)
Definición de
la estructura
analítica de las
UCEs
(Principales
componentes
de costos)
Definición de
cantidades y
materiales por
tipología (Listado
de materiales)
Valorización y
composición de
las UCEs
Control y
seguimiento de
Costos Unitarios
de UCEs
La ventaja de la metodología propuesta, basada en el agregado de componentes (enfoque
bottom-up) es que permite escalar el nivel de detalle requerido para estimar el costo unitario
de los UCEs. Por ejemplo, en el corto plazo es posible computar el concepto “fundaciones”
como global, para en un futuro inmediato asignar una serie de tareas con sus rendimientos y
recursos necesarios para realizar las fundaciones.
Este nivel de detalle, permite además, realizar un control de eficiencia de las acciones
realizadas, y lo importante es que es posible realizar mediciones de rendimientos, que se
utilicen como variables de análisis y definición de políticas para nuevos procesos.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
13
GUILLERMO BETOLAZA
4.
ACERCA DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS ESTÁNDAR (UCEs)
Las UCEs constituyen un modelo estructural cuya valorización está destinada a dar soporte
al proceso de Estimación de costos de inversión del sector eléctrico, a partir de la
determinación de su Valor a Nuevo. Estos costos tratan de reflejar de la manera más precisa
y estándar el valor de las instalaciones de referencia, a los efectos de la planificación del
sistema.
Las UCEs consideradas en el análisis se denominan estándar, ya que se refiere a módulos
concebidos a partir de la tecnología y uso corriente en la actualidad de CORPOELEC para
un diseño eficiente y satisfacer las condiciones de operación del sistema eléctrico.
4.1.
Listado de las UCEs
4.1.1. Generación
Tabla 1. UCEs de Generación
Tipos
Elemento
Propulsor de la
turbina
Tipo
Tecnología
Hidráulicas
Agua
Kaplan
de
Combustible
Fósil
Francis
Capacidad
por
unidad
(MW)
Tipo
de
Reservorio
de agua
20, 40, 60,
150, 180, 260,
300, 630
Filo de agua,
de regulación
mensual,
anual
,
multianual
Pelton
Térmicas
Vapor de Agua
Gases
combustión
de
Subcrítica
40, 70, 150,
400, 600
Supercrítica
Coque,
Orimulsión,
Fuel-oil
#6,
Gas, Carbón,
Desechos
solidos
Ciclo Simple
Gas, Diesel
20, 40, 60, 80,
100, 150, 450,
510
Ciclo
Combinado
Aeroderivativas
Eólicas
Aire
Paneles
solares
Luz Solar
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
0,5; 1 ; 1,5 ;
2
14
GUILLERMO BETOLAZA
4.1.2. Subestaciones de Transmisión
La metodología considera las siguientes configuraciones de subestaciones del sistema de
transmisión y subtransmisión para la estimación de costos:
Tabla 2. UCEs de Subestaciones de Transmisión
Parámetro
Descripción
Tensión nominal (kV)
Construcción
765, 400, 230, 138, 115, 69
Convencional (intemperie), Interior (celda MT, sólo 34.5 y
13.8), Compactas en Gas (GIS)
Bahías
Línea con o sin interruptor, Transformación,
Acoplamiento, Capacitor (sólo hasta 69 kV), Reactor
Máquina
Transformador, Capacitor, Regulador de Tensión,
Reactor, Transformador con regulador bajo carga,
Transformador monofásico parte de un banco con fase
de repuesto reconocida en el inventario
Configuración
Barra simple (BS), Barra doble (BD), Interruptor y medio
(IM)
Fases transformador
Relación transformación (kV)
Rango Pot. Transf. (MVA)
Monofásico, Trifásico
765/400/230 400/230/13.8 - 230/138 - 230/69 - 138/69 230/MT - 138/MT - 69/MT
(varios – según requerimientos de transformadores
instalados en la red)
4.1.3. Líneas y Cables de Transmisión y Sub-transmisión
Tabla 3. UCEs de Líneas y cables de Transmisión
Parámetro
Descripción
Tensión nominal (kV)
765, 400, 230, 138, 69
Circuitos (ternas)
1 (ST), 2 (DT), +2 circuitos múltiples (MC)
Conductor
HAWK, PARTRIDGE, FLINT, BLUEJAY,
Zona
Urbana, Rural
Terreno
Llano/Ondulado, Montañoso
Disposición Conductores
Triángulo equilátero, Vertical, Vertical doble
Aislación
Disco, Poste (line post) horizontal
Estructura
Poste concreto, metálica
Fundación
Concreto simple, Suelo especial
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
15
GUILLERMO BETOLAZA
4.1.4. Líneas y Cables de Distribución
Tabla 4. UCEs de Líneas y cables de Distribución
Parámetro
Descripción
Tensión nominal (kV)
34.5, 13.8kV
Circuitos (ternas)
1 (ST), 2 (DT), +2 circuitos múltiples (MC)
Conductor
Cable desnudo, cables XLPE
Zona
Urbana, Rural
Terreno
Llano/Ondulado, Montañoso
Disposición Conductores
Triángulo equilátero, Vertical, Vertical doble
Aislación
Disco, Poste (line post) horizontal
Estructura
Poste concreto, metálica
Fundación
Concreto simple, Suelo especial
4.1.5. Subestaciones de Distribución
Tabla 5. UCEs de Subestaciones de Distribución
Parámetro
Descripción
Tensión nominal (kV)
34.5, 13.8, 12,47, 4,8, 2,4
Construcción
Aérea, Subterránea, A nivel, Interior
Máquina
Transformador de distribución
Fases transformador
Monofásico, Trifásico
Relación transformación (kV)
34.5/MT/BT, 13.8/MR/BT, 12,47/MT/BT, 4,8/BT, 2,4/BT
Rango Pot. Transf. (kVA)
(varios – según requerimientos de transformadores
instalados en la red)
4.2.
Estructura analítica de las distintas tipologías de UCEs
4.2.1. Generación Térmica
Para la estimación de los costos de inversión de una planta de Generación Térmica
mostramos a continuación una estructura típica utilizada para la evaluación del proyecto.
a) Costos directos
Costos de Equipamiento Eléctrico: Incluye costos de Sistema de excitación,
transformadores (elevador y auxiliares), interruptores, seccionadores, interruptor de
generador, tableros de potencia, Sistemas de alarma, Sistema de comunicaciones (telefonía
y datos), sistema de control y supervisión, sistemas de medición, cableado, barras, centro
de control de motores, puesta a tierra, pararrayos, bancos de batería, equipos eléctricos
auxiliares.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
16
GUILLERMO BETOLAZA
Costos de Equipos Menores (Balance Of Plant): Secadores, reguladores de gas,
compresores, separadores, sistema de centrifugado de combustible, sistema de tratamiento
de agua, sistema de suministro de aire comprimido, equipos e instalaciones para la extinción
de incendio, Puente Grúas, equipo de refrigeración, ascensores bombas y motores
Costos de Obras civiles: incluye Preparación del sitio / movimiento de Tierra, Pilotaje,
Fundaciones de los equipos, Acero estructural, concreto, Pintura, Edificios (Talleres, oficinas,
comedores, almacenes, Sala de control), vialidad interna, drenajes, canalizaciones,
estructuras de toma y descarga de agua de enfriamiento, instalaciones para la recepción de
combustible, edificaciones para instalaciones de agua de proceso (desmineralización y
desalinización), instalaciones para el tratamiento de aguas residuales y para almacenaje de
residuos industriales,
tanques de almacenamiento (combustible y agua), pintura,
aislamiento (elementos mitigantes de calor y ruido).
Costos de Equipamiento Mecánico: Incluye costos de Generadores de vapor, Turbina y
generador eléctrico; bombas, intercambiador de calor, sistema de suministro de aire/ filtros,
compresor, sistema de tratamiento de gases de escape, caldera, torres de enfriamiento,
elementos mitigantes de emisiones (celdas catalíticas, etc), tuberías y equipos mecánicos
auxiliares
b) Costos indirectos
Los costos indirectos considerados en la estimación comprenden:
 Ingeniería (Básica, Detalle y Conforme a Obra)
 Gastos de Gerencia del proyecto
 Costo de Instalaciones temporales de Construcción
 Inspección (calidad)
c)
Otros costos directos
 Aduanas, Impuestos y Aranceles.
 Seguros (transporte y construcción).
 Transporte ( marítimo y Local) y embalaje
 Pruebas de puesta en marcha
 Contingencias
4.2.2. Generación Hidroeléctrica
Para la estimación de los costos de inversión de una planta de Generación Hidroeléctrica
mostramos a continuación una estructura típica utilizada para la evaluación del proyecto:
a) Costos directos
Costos de Equipamiento Mecánico: Incluye costos de equipo principal de casa de
máquina (Turbinas y generadores eléctricos), equipo de estructura de Toma y Aliviadero,
equipos de compuertas, tubería forzada, puente grúa, grúas de pórtico, compresores de aire
y equipos mecánicos auxiliares.
Costos de Equipamiento Eléctrico: Incluye costos de Interruptores, seccionadores,
equipos de excitación, transformadores elevadores y auxiliares, interruptor de generador,
barras de fase aislada, equipos de protección control y supervisión; tableros de potencia,
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
17
GUILLERMO BETOLAZA
centro de control de motores, baterías y cargadores de baterías, sistema de control, sistema
de comunicaciones, relojes y sistema de seguridad y equipos eléctricos auxiliares.
Costos de Obras civiles: incluye Preparación del sitio / movimiento de Tierra, Construcción
de ataguías, puentes, túneles de acceso, excavaciones, casa de máquinas, presas de
concreto, presa de enrocamiento, presas de transición, Canales de toma de agua y de
aliviadero, Pintura, Edificios (Talleres, oficinas, comedores, almacenes, Sala de control),
vialidad interna, drenajes, canalizaciones, vías de acceso.
b) Costos indirectos
Los costos indirectos considerados en la estimación comprenden:
 Ingeniería (Básica, Detalle y Conforme a Obra)
 Gastos de Gerencia del proyecto
 Costo de Instalaciones temporales de Construcción
 Inspección (calidad)
c)
Otros costos directos
 Aduanas, Impuestos y Aranceles.
 Seguros (transporte y construcción).
 Transporte ( marítimo y Local) y embalaje
 Pruebas de puesta en marcha
 Contingencias
4.2.3. Subestaciones de Transmisión
Para representar las Estaciones Transformadoras se emplean los siguientes componentes
de costos.
 Infraestructura Básica: comprende edificios, caminos de acceso, malla perimetral,
iluminación, servicios auxiliares, sistemas de control y comunicación, medición,
alarma, etc.
 Máquinas: comprende el equipamiento de transformación, regulación y
compensación como transformadores, reactores, capacitares reguladores de tensión,
etc.
 Celdas: comprende el equipamiento necesario para conectar los distintos
componentes de la subestación al sistema como salidas de líneas, transformadores,
acoplamientos, reactores y capacitores.
a) Infraestructura Básica
El grado de equipamiento previsto para las subestaciones es el requerido para lograr su
operación a distancia desde un Centro de Control (telecomando), sin atención continua
(turnos rotativos) de personal. El valor del terreno sobre el que está asentada la subestación
se tiene en cuenta por separado. La infraestructura básica de una subestación, en el ámbito
de un determinado nivel de voltaje, se considera compuesta por:
COMPONENTE PRINCIPAL
Cerco perimetral
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
UNIDAD
m
18
GUILLERMO BETOLAZA
Terraplenes
m
3
Drenajes
m
2
Gramilla (césped, zacate)
m
2
Piedra partida
m
3
Pavimentos
m
3
Iluminación exterior
m
2
Malla de tierra
m
2
Canaletas principales
m
Edificios
m
Servicios auxiliares
gl
Protección contra incendios
gl
Sistema de abastecimiento de agua y efluentes
gl
Sistema de ventilación
gl
Sistema de Control, Comunicaciones, Medición
y Alarmas
gl
2
gl = suma global
Estará caracterizada por:
 Superficie del terreno expresada en m2
 Nivel de tensión expresada en kV
 Configuración de barras: simple, doble, interruptor y medio
 Tipo de construcción: convencional o interior
 Aislación en aire o SF6 (compacta)
b) Máquinas
Las máquinas de la Estación Transformadora comprenden:
COMPONENTE PRINCIPAL
UNIDAD
Capacitores
gl
Reactores
gl
Reguladores de Voltaje
gl
Transformadores de Potencia
gl
Las máquinas estarán caracterizadas de acuerdo a:
 Nivel de tensión expresada en kV del primario
 Fases: monofásico o trifásico
 Tipo constructivo: convencional, compacto
 RBC: indica con o sin regulación bajo carga
 Tipo de máquina:
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
19
GUILLERMO BETOLAZA
c) Celdas
Los campos comprenden las instalaciones para conectar las salidas de línea,
transformadores, reactores, capacitores, etc. a las barras de la Estación Transformadoras.
Estarán compuestos por los siguientes componentes:





Nivel de tensión primaria expresada en kV
Tipo de módulo
o Entrada de Línea (EL)
o Campo de Acoplamiento (CA)
o Conexión Transformador (CT)
o Conexión Capacitor (CC)
o Conexión Reactor (CR)
Configuración:
o Barra Simple (BS)
o Barra Doble (BD)
o Interruptor y Medio (IM)
Aislación: convencional o SF6
Cantidad de interruptores
4.2.4. Líneas y Cables
Las Líneas Aéreas de Transmisión estarán caracterizadas por:
 Zona rural o urbana
 Instalación aérea o subterránea
 Terreno llano/ondulado o montañoso
 Nivel de tensión expresada en kV
 Vano medio expresada en m
 Número de ternas
 Conductores por fase
 Cable de guarda
 Conductor
 Sección
 Soporte celosía o concreto
 Aislación a disco o line-post (poliméricos)
4.2.5. Subestaciones de Distribución
Las subestaciones de distribución estarán caracterizadas por los siguientes parámetros:
 Zona rural o urbana
 Instalación aérea, subterránea o a nivel
 Estructura monoposte, biposte en H°A° o madera
 Nivel de tensión primaria en kV
 Cantidad de transformadores y potencia kVA
4.3.
Costos de las UCEs
Los costos de las UCEs se determinarán a partir de los precios de referencia de los
principales componentes de acuerdo a la estructura analítica planteada para cada Tipología.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
20
GUILLERMO BETOLAZA
Los costos directos son todos aquellos que se pueden asociar a un componente particular
de la obra: un equipo, materiales, cables conductores, etc.
Los costos indirectos por su parte, son aquellos que no pueden ser asignables a un
componente en particular sin un criterio de asignación. Estos costos abarcan más de una
instalación, como son por ejemplo, la ingeniería, la supervisión de obra, administración.
Los otros costos representan costos directos secundarios necesarios para el desarrollo de
las obras.
Los precios de referencia que componen las UCEs comprenden costos directos, costos
indirectos, otros costos directos.
Tabla 6. Componentes de costos
Componente de Costo
Concepto
Descripción
Costos Directos
Equipos eléctricos (Generación)
Se considera el costo de los
transformadores elevadores y
auxiliares, el tablero de control
y servicios auxiliares, las
canalizaciones y ductos de
potencia y los sistemas y
control de alarmas del
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
21
GUILLERMO BETOLAZA
generador.
Se considera que el montaje
está incluido en el costo del
equipamiento.
Equipos mecánicos (Generación)
Los equipos mecánicos
abarcan el conjunto turbinagenerador, los sistemas
auxiliares de suministro de aire,
filtros, alimentación de
combustible, tratamiento de
gases de escape y sistemas
auxiliares, asociados con las
plantas de generación.
Se considera que el montaje
está incluido en el costo del
equipamiento.
Conductores y cables de guarda
(Líneas de transmisión y distribución)
Para el caso de líneas de
transmisión y subtransmisión se
considera el costo del material
del conductor y cable de
guarda.
No incluye obra civil y montaje.
Estructura (Líneas de transmisión y
distribución)
Se considera el costo de la
estructura soporte de
suspensión, amarre, desvío,
para una composición media de
estructuras por km. Se agrega
el costo de los aisladores,
herrajes y accesorios para la
conexión.
Equipos
(Subestaciones
transmisión y distribución)
de
Comprenden todos el
equipamiento electromecánico
asociado con las instalaciones,
de las subestaciones:
transformadores, interruptores,
seccionadores, pararrayos, etc.
Equipos Comunes (Subestaciones de
Transmisión)
Los equipos comunes
comprenden los sistemas de
puesta a tierra, barras,
estructuras soporte,
equipamiento de protección,
control y monitoreo, equipo de
comunicaciones, cables,
conductores, ductos, servicios
auxiliares. Es decir todo el
equipamiento común de las
subestaciones. No incluye
básicamente la conexión de los
transformadores, reactores y
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
22
GUILLERMO BETOLAZA
salidas de líneas, los cuales se
consideran en equipos.
Costos Indirectos
Otros costos
Obra civil
Corresponde a todos los temas
asociados con la obra civil de
las instalaciones como
movimientos de suelos,
limpieza de franja de paso,
abertura de accesos, ejecución
de fundaciones, instalación de
perfiles de anclaje, edificios,
ductos y canalizaciones de
cables, etc.
Montaje
Corresponde al montaje de
equipos en subestaciones y al
montaje de estructuras y
tendido de conductores en el
caso de líneas. Incluyen los
materiales menores necesarios
para el montaje de los equipos
en el caso de subestaciones y
en el caso de líneas todos los
materiales componentes.
Diseño, Ingeniería
definitivo
y
Replanteo
Representan los costos del
diseño preliminar, ingeniería de
detalle y replanteo definitivo
conforme a obra. Se define
como un porcentaje de los
costos directos.
Inspección de obra
Son los costos asociados a la
inspección y certificación de
avance de obra, control de
calidad, control según
ingeniería de detalle, desarrollo
de reportes.
Administración
Son los costos asociados con la
gestión de la obra, dirección,
administración de los recursos
humanos y presupuestarios,
procura, entre otras.
Flete, seguros y aduana
Comprende los costos de flete
marítimo o aéreo, seguros,
fletes y costos aduanero para
importaciones hasta el puerto
de destino.
Transporte terrestre
Son los costos que comprenden
el traslado desde el puerto
hasta el sitio de obra. Estos
costos no incluyen costos
extraordinarios
como
adecuación de puentes u otras
obras viales necesarias para el
traslado.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
23
GUILLERMO BETOLAZA
Estudios de EIA
Es el costo de los estudios de
impacto ambiental necesario
para la construcción de las
obras
Puesta en marcha
Los costos de puesta en
marcha están asociados a
plantas
generadoras
y
estaciones transformadoras, y
representan los costos de
pruebas preliminares de control,
protecciones,
servicios
auxiliares
entre
los
más
destacados.
Contingencias
Se computa un porcentaje en
concepto de contingencias por
cuestiones
que
resultan
dificultosas de determinar en el
diseño inicial. Este porcentaje
aplica sobre el montaje y obra
civil,
no
se
considera
contingencia sobre equipos y
materiales.
Adicionalmente, se considerarán factores exógenos para el análisis, que consideran
variables que modifican los costos los cuales comprenden:
Tabla 7. Factores exógenos
Componente de Costo
Concepto
Descripción
Factores exógenos
Factor geográfico
Factor suelo
Factor ambiental
Factor de estructura
Los factores exógenos se
aplicarán al módulo base para
incrementar el valor debido a
estas variables.
Estos factores se estimarán en cada caso particular a estimar y se definirán con base en
experiencia internacional y local, los cuales se detallan en la metodología.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
24
GUILLERMO BETOLAZA
5.
TIPOLOGÍAS PARA PROYECTOS DE EXPANSIÓN Y CONTROL
De acuerdo a las conclusiones del Taller de los días 6 a 10 de octubre de 2014 en las
oficinas de CORPOELEC, conjuntamente con el Equipo de Estimación de Costos, se
determinará en detalle la estructura analítica de las siguientes instalaciones de Generación,
Transmisión y Distribución de manera de dejar un modelo de referencia para desarrollar los
análisis de futuras estimaciones.
5.1.
Planta de generación ciclo simple 150MW
La estructura analítica propuesta para la estimación de costos de generación con ciclo
simple para una potencia de 150 MW es la siguiente:
 Costos directos
o Equipos Eléctricos (incluye montaje y materiales)
o Equipos Mecánicos (incluye montaje y materiales)
o Obra Civil
 Costos indirectos: Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo, Inspección de obra y
Administración
 Otros costos: Flete, seguros y aduana, Transporte terrestre, Estudios de EIA, Puesta
en marcha y Contingencias
La siguiente tabla muestra la forma de cálculo y las unidades de cada uno de los conceptos.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
25
GUILLERMO BETOLAZA
TURBOGAS INDUSTRIAL 150 TIPO F
EQUIPOS ELÉCTRICOS
Transformadores elevadores y auxiliares
Tablero de control
Servicios auxiliares
Canalizaciones y ductos de potencia
Sistemas de control y alarmas (generador)
SUBTOTAL EQUIPOS ELÉCTRICOS
ud
ud
gl.
gl.
gl.
gl.
cu USD
3,351,040
4.0%
10.0%
3.0%
2.5%
cant.
EQUIPOS MECÁNICOS
Generador _ Turbina
Sistema de suministro Aire/filtros
Sistema de Suministro y Alimentacion de Combustible
Sistema de Tratamiento de gases de Escape
Auxiliares
SUBTOTAL EQUIPOS MECÁNICOS
cu USD
34,650,000
7.0%
2.0%
3.5%
1.0%
cant.
ud
gl.
gl.
gl.
gl.
OBRA CIVIL
Preparación de Sitio / Mov. De tierra
Vialidad y Drenaje
Edificios maquinas / Sala de Control
Fundaciones de edificio
Pedestal y fundación del Turbogenerador
Canalizaciones e Instalaciones Provisionales
SUBTOTAL OBRA CIVIL
gl.
gl.
gl.
gl.
gl.
gl.
0.10%
0.30%
1.00%
0.50%
1.50%
0.15%
1
1
OTROS COSTOS
Flete, Seguros y Aduana
Transporte terrestre
Terrenos
Impuestos municipales
Estudios EIA
Puesta en marcha
Contingencias
SUBTOTAL OTROS COSTOS
51,190,502
gl.
gl.
gl.
5.0%
5.0%
5.0%
2,559,525
2,559,525
2,559,525
7,678,575
gl.
25.0%
8,662,500
gl.
2.0%
1,177,382
gl.
gl.
0.5%
4.0%
173,250
2,354,763
12,367,895
COSTO TOTAL TURBOGAS INDUSTRIAL 150 TIPO F
Costos directos
Equipos eléctricos
Equipos mecánicos
Obra civil
Costos indirectos
Otros costos
Costo total
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
ctot USD
34,650,000
2,425,500
693,000
1,212,750
346,500
39,327,750
49,436
148,307
494,355
247,178
741,533
74,153
1,754,962
SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS
COSTOS INDIRECTOS
Diseño e Ingeniería
Inspección de obra
Administración
SUBTOTAL COSTOS INDIRECTOS
ctot USD
3,351,040
1,386,000
3,465,000
1,039,500
866,250
10,107,790
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
51,190,502
10,107,790
39,327,750
1,754,962
7,678,575
12,367,895
71,236,972
71,236,972
71.9%
14.2%
55.2%
2.5%
10.8%
17.4%
100.0%
26
GUILLERMO BETOLAZA
Los valores referenciados se determinaron de acuerdo a referencias internacionales y
locales de CORPOELEC disponibles. En el caso de no contar con referencia se adoptó un
valor de acuerdo a la mejor estimación del equipo de trabajo.
No se consideró como un ítem separado la utilidad del contratista como tampoco el costo de
los terrenos para el emplazamiento de la central, ni costos adicionales de stock de
repuestos, capacitación y contratos de operación.
5.2.
Línea de transmisión 400kV
En el caso de transmisión, las líneas se representaron con un modelo de 400kV con
estructura de celosía, con dos conductores por fase. La estructura analítica propuesta es la
siguiente:
 Costos directos
o Conductor y cable de guarda
o Estructura
o Obra Civil
o Montaje
 Costos indirectos: Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo, Inspección de obra y
Administración
 Otros costos: Flete, seguros y aduana, Transporte terrestre, Estudios de EIA,
Servidumbre y derechos de paso y Contingencias
La siguiente tabla muestra la forma de cálculo y las unidades de cada uno de los conceptos.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
27
GUILLERMO BETOLAZA
LAT 400kV ST ACAR 1024,5 MCM
CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA
Conductor ACAR 1024,5 MCM
Cable de guarda ALUMOWELD 7#9 AWG
Cable OPGW 24 FIBRAS (Fibra óptica)
SUBTOTAL CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA
ud
m
m
m
cu USD
5.78
0.823
8.893
cant.
ctot USD/km
6120
35,374
1020
840
1020
9,071
45,284
ESTRUCTURA
Perfil de Acero Galvanizado para Celosía
Cadena de aisladores
Herrajes A°G°
SUBTOTAL ESTRUCTURA
kg
u
u
3.55
21.26
0.50%
OBRA CIVIL
Trabajos topográficos y adecuación de terreno
Fundaciones
SUBTOTAL OBRA CIVIL
gl.
gl.
3%
17%
3,636.65
20,607.66
24,244
MONTAJE
Montaje torre metálica
Tendido de conductor y cable de guarda, aisladores y PAT
SUBTOTAL MONTAJE
gl.
gl.
55%
30%
39,253
13,585
52,838
20,104
204
SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS
198,304
COSTOS INDIRECTOS
Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo
Inspección de obra
Administración
SUBTOTAL OTROS COSTOS INDIRECTOS
OTROS COSTOS
Flete, Seguros y Aduana
Transporte terrestre
Servidumbre y derechos de paso
Estudios EIA
Contingencias
SUBTOTAL OTROS COSTOS
gl.
gl.
gl.
gl.
gl.
5.0%
5.0%
10.0%
9,915.21
9,915.21
19,830.43
39,661
34.0%
6.0%
2.0%
0.2%
10.0%
41,215
2,473
707.47
396.61
7,708
52,501
COSTO TOTAL LAT 400KV ST 1113 ASCR
ESTRUCTURA DE REFERENCIA
CONDUCTOR Y CABLE DE GUARDA
ESTRUCTURA
OBRA CIVIL
MONTAJE
COSTOS DIRECTOS
COSTOS INDIRECTOS
OTROS COSTOS
COSTO TOTAL
71,369
4,341
226.42
75,937
USD/km
USD/km
45,284
75,937
24,244
52,838
198,304
39,661
52,501
290,466
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
290,466
%
16%
26%
8%
18%
68%
14%
18%
100%
28
GUILLERMO BETOLAZA
Los valores referenciados se determinaron de acuerdo a referencias internacionales y
locales de CORPOELEC disponibles. En el caso de no contar con referencia se adoptó un
valor de acuerdo a la mejor estimación del equipo de trabajo.
No se consideró como un ítem separado la utilidad del contratista.
5.3.
Subestación 400/115/34.5 kV 900 MVA
Para la caracterización de las subestaciones se seleccionó una de 400/115/34.5kV de
900MVA convencional en intemperie. La estructura analítica propuesta es la siguiente:
 Costos directos
o Equipos
o Equipos comunes
o Obra Civil
o Montaje
 Costos indirectos: Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo, Inspección de obra y
Administración.
 Otros costos: Flete, seguros y aduana, Transporte terrestre, Estudios de EIA, Puesta
en marcha y Contingencias.
La siguiente tabla muestra la forma de cálculo y las unidades de cada uno de los conceptos.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
29
GUILLERMO BETOLAZA
SUBESTACIÓN 400/115/34.5 kV 900 MVA
EQUIPOS
Interruptores a 400 kV
Seccionadores a 400 kv sin cuchilla de PT
Seccionadores a 400 kv con cuchilla de PT
Transformadores de potencial a 400 kV
Transformadores de corriente a 400 kV
Pararrayos a 400 kV
Interruptores a 115 kV
Seccionadores a 115 kv sin cuchilla de PT
Seccionadores a 115 kv con cuchilla de PT
Transformadores de potencial a 115 kV
Transformadores de coriente a 115 kV
Pararrayos a 115 kV
Autotransformador de potencia monofásico 400/115/34.5 kV 300 MVA
Reactor de neutro
SUBTOTAL EQUIPOS
cod
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
u
cu USD
221,040
79,128
68,780
19,573
25,998
10,704
39,200
16,520
16,520
10,460
10,507
1,882
4,300,000
cant.
5
5
12
8
15
9
9
8
19
28
27
24
3
1
ctot USD
1,105,202
395,640
825,354
156,582
389,964
96,339
352,799
132,158
313,875
292,874
283,682
45,161
12,900,000
17,289,629
EQUIPOS COMUNES
Sistema de puesta a tierra
Servicios auxiliares
Herrajes y estructuras soporte
Equipo de protección, control y monitoreo
Equipos de comunicaciones
Cables, conductores, ductos, etc.
SUBTOTAL EQUIPOS COMUNES
gl.
gl.
gl.
gl.
gl.
gl.
8.5%
17.0%
50.0%
64.0%
16.0%
14.0%
OBRA CIVIL
Obras Civiles
SUBTOTAL OBRA CIVIL
gl.
% cu
25.0%
MONTAJE
Montaje
SUBTOTAL MONTAJE
gl.
% cu
10.0%
COSTOS INDIRECTOS
Diseño e Ingeniería
Inspección de obra
Administración
SUBTOTAL COSTOS INDIRECTOS
gl.
gl.
gl.
5.0%
5.0%
5.0%
591,503
591,503
591,503
1,774,508
gl.
35.0%
6,051,370
gl.
2.0%
70,980
OTROS COSTOS
Flete, Seguros y Aduana
Transporte terrestre
Terrenos
Impuestos municipales
Estudios EIA
Puesta en marcha
Contingencias
SUBTOTAL OTROS COSTOS
% cu
gl.
gl.
COSTO TOTAL SE 400/115 KV 900 MVA
Costos directos
Equipos
Equipos comunes
Obra civil
Montaje
Costos indirectos
Otros costos
Costo total
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
2,957,513
2,957,513
2,473,005
2,473,005
10.0% 3,016,056.85
4.0%
1,206,423
10,344,830
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
373,118
746,237
2,194,815
2,809,363
702,341
614,548
7,440,422
30,160,569
17,289,629
7,440,422
2,957,513
2,473,005
1,774,508
10,344,830
42,279,906
42,279,906
71.3%
40.9%
17.6%
7.0%
5.8%
4.2%
24.5%
100.0%
30
GUILLERMO BETOLAZA
Los valores referenciados se determinaron de acuerdo a referencias internacionales y
locales de CORPOELEC disponibles. En el caso de no contar con referencia se adoptó un
valor de acuerdo a la mejor estimación del equipo de trabajo.
No se consideró como un ítem separado la utilidad del contratista como tampoco el costo de
los terrenos para el emplazamiento de la subestación.
5.4.
Línea Aérea de 13,8kV
Las líneas aéreas tienen una estructura similar a las líneas de transmisión, pero los
porcentajes de participación de los distintos componentes resultan diferentes, los cuales
comprenden:
 Costos directos
o Conductor
o Estructura
o Obra Civil
o Montaje
 Costos indirectos: Diseño e Ingeniería, Inspección de obra, Administración y Gastos
Generales.
 Costos indirectos: Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo, Inspección de obra y
Administración.
 Otros costos: Flete, seguros y aduana, Transporte terrestre, Estudios de EIA,
Servidumbre y derechos de paso y Contingencias.
La estructura de referencia analizada es la siguiente:
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
31
GUILLERMO BETOLAZA
LMT 13,8kV ST 3F Poste Concreto Conductor AAC Tulip 336,4 MCM
CONDUCTOR
Conductor AAC Tulip 336,4 MCM
SUBTOTAL CONDUCTOR
ud
m
cu USD
1.98
u
u
u
u
284.06
4.12
9.22
40%
OBRA CIVIL Y MONTAJE
Fundación, montaje poste concreto y tendido de conductor, aisladores y PAT gl.
Maquinarias y equipos para montaje
gl.
SUBTOTAL MONTAJE
30%
25%
ESTRUCTURA
Poste de concreto
Aisladores tipo pin
Asiladores poliméricos
Herrajes y accesorios
SUBTOTAL ESTRUCTURA
cant.
ctot USD/km
3000
5,940
5,940
34
112
45
6,919
5,766
12,685
SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS
35,749
COSTOS INDIRECTOS
Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo
Inspección de obra
Administración
SUBTOTAL OTROS COSTOS INDIRECTOS
OTROS COSTOS
Flete, Seguros y Aduana
Transporte terrestre
Contingencias
SUBTOTAL OTROS COSTOS
gl.
gl.
gl.
5.0%
5.0%
10.0%
1,787.47
1,787.47
3,574.94
7,150
34.0%
6.0%
10.0%
2,318
139
1,269
3,725
COSTO TOTAL LAT 400KV ST 1113 ASCR
ESTRUCTURA DE REFERENCIA
Costos directos
Conductores
Estructura
Obra civil y montaje
Costos indirectos
Otros costos
Costo total
9,658
461
415
6,590
17,124
USD/km
USD/km
35,749
5,940
17,124
12,685
7,150
3,725
46,624
46,624
%
77%
13%
37%
27%
15%
8%
100%
Los valores referenciados se determinaron de acuerdo a referencias internacionales y
locales de CORPOELEC disponibles. En el caso de no contar con referencia se adoptó un
valor de acuerdo a la mejor estimación del equipo de trabajo.
No se consideró como un ítem separado la utilidad del contratista.
5.5.
Cables subterráneos de 13,8kV
Los cables subterráneos de MT se caracterizaron con un ejemplo utilizando el conductor
XLPE.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
32
GUILLERMO BETOLAZA
CAS MT 13,8kV 3x1F Cu 4/0
CONDUCTOR
Conductor XLPE Cu 4/0
Terminales y empalmes
SUBTOTAL CONDUCTOR
OBRA CIVIL Y MONTAJE
Remover y reponer vereda
Realizar zanjeo y adecuación
Canalización
SUBTOTAL MONTAJE
ud
m
gl.
cu USD
16.12
7%
cant.
ctot USD/km
3000
48,360
3,385
51,745
gl.
gl.
gl.
80%
60%
50%
41,396
31,047
25,873
98,316
SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS
150,061
COSTOS INDIRECTOS
Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo
Inspección de obra
Administración
SUBTOTAL OTROS COSTOS INDIRECTOS
OTROS COSTOS
Flete, Seguros y Aduana
Transporte terrestre
Contingencias
SUBTOTAL OTROS COSTOS
gl.
gl.
gl.
5.0%
5.0%
10.0%
7,503.05
7,503.05
15,006.11
30,012
34.0%
6.0%
10.0%
17,593
1,056
9,832
28,481
COSTO TOTAL LAT 400KV ST 1113 ASCR
ESTRUCTURA DE REFERENCIA
Costos directos
Conductores
Obra civil y montaje
Costos indirectos
Otros costos
Costo total
5.6.
USD/km
USD/km
150,061
51,745
98,316
30,012
28,481
208,554
208,554
%
72%
25%
47%
14%
14%
100%
Subestación de distribución 100kVA
La estructura de las subestaciones de distribución es la siguiente:



Costos directos
o Equipos
o Estructura
o Obra Civil y Montaje
Costos indirectos: Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo, Inspección de obra y
Administración
Otros costos: Flete, seguros y aduana, Transporte terrestre, Contingencias
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
33
GUILLERMO BETOLAZA
SED 13,8kV/BT 300 kVA a Nivel (Pedestal o Pad Mounted)
EQUIPOS
Transformador de Distribución 3F 300kVA
Equipos de seccionamiento y protección
SUBTOTAL CONDUCTOR
ud
u
u
cu USD
12,026
1,500
cant.
ESTRUCTURA
Poste de concreto
Herrajes y accesorios para conexión y PAT
SUBTOTAL ESTRUCTURA
u
u
5%
601
601
OBRA CIVIL Y MONTAJE
Fundación y base transformador
Maquinarias y equipos para montaje
SUBTOTAL MONTAJE
gl.
gl.
5%
5%
631
631
1,263
1
1
SUBTOTAL COSTOS DIRECTOS
13,891
COSTOS INDIRECTOS
Diseño, Ingeniería y Replanteo definitivo
Inspección de obra
Administración
SUBTOTAL OTROS COSTOS INDIRECTOS
OTROS COSTOS
Flete, Seguros y Aduana
Transporte terrestre
Contingencias
SUBTOTAL OTROS COSTOS
gl.
gl.
gl.
3.0%
3.0%
7.0%
416.72
416.72
972.34
1,806
34.0%
6.0%
10.0%
4,089
245
126
4,461
COSTO TOTAL LAT 400KV ST 1113 ASCR
ESTRUCTURA DE REFERENCIA
Costos directos
Equipos
Estructura
Obra civil y montaje
Costos indirectos
Otros costos
Costo total
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
ctot USD/Ud.
12,026
1,500
12,026
USD/Ud.
USD/km
13,891
12,026
601
1,263
1,806
4,461
20,157
20,157
%
69%
60%
3%
6%
9%
22%
100%
34
GUILLERMO BETOLAZA
6.
PRÁCTICAS COMPARADAS
Se analizaron las principales fuentes de información de costos de referencia y qué aspectos
resultan buenas prácticas para incorporar en la metodología, ya sea para la estructuración
de costos o para benchmarking.
De la información pública, se pueden evidenciar dos clases de fuentes para determinar
costos del sector eléctrico: información utilizada con fines regulatorio o tarifarios e
información de planificación (estudios o planes de expansión).
A continuación se presentan los aspectos importantes a considerar en cada caso.
6.1.
Cálculo de costos unitarios con fines regulatorios/tarifarios
En el marco de los estudios regulatorio/tarifarios, casos con regulaciones maduras que
aplican método de Valor a Nuevo de Reemplazo (VNR1) como Perú, Chile y Guatemala que
se desarrollan estudios de costos detalle basados en una estructura bottom-up, en la que se
conforman los costos de las unidades constructivas a partir de los materiales, equipos, mano
de obra, hasta llegar a conformar el costo unitario de la instalación.
Esta información es pública, en el caso de Perú, el Organismo Regulador Osinergmin tiene
un modelo para la determinación de los costos unitarios. En Chile, las empresas consultoras
que desarrollan el estudio tienen que realizar sus estimaciones. En ambos casos la
información está publicada en la página de sendos organismos.
6.2.
Estimación de costos unitarios para planificación
En Brasil, la ANEEL determina un “Banco de Precios” desarrollado a partir de información de
licitaciones adjudicadas de obras eléctricas para todas las regiones del país. Esta
información está disponible en la Resolución Homologatoria N°758, como así también el
modelo utilizado para conformar las unidades constructivas. Estos costos son utilizados por
la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) para fines de planificación del sector eléctrico.
Colombia a través de la Unidad de Planeamiento Minero Energética determina costos
unitarios a los fines de la planificación los cuales están contenidos en los Planes de
Expansión, disponibles en su página web. A diferencia de Brasil, no es posible acceder
públicamente a los modelos utilizados para estas estimaciones.
6.3.
Referencias de licitaciones y resoluciones de compra
En algunos países como Perú y Panamá, se publican los valores referenciales de las obras
que se licitan a través del Estado. Por ejemplo en el caso de Perú, Proinversión es quien
está gestionando las principales obras eléctricas como por ejemplo:
 Línea de Transmisión Azángaro - Juliaca - Puno 220 kV: La concesión se otorgará en
la modalidad de Concurso de Proyecto Integral, es decir, que el Adjudicatario será
responsable por el diseño, financiación, construcción, operación y mantenimiento del
proyecto. Al terminar el plazo de la concesión, la línea será transferida al Estado
Peruano.
 Nueva Subestación 220 kV Córpac y Línea de Transmisión 220 kV Industriales Córpac. La concesión se otorgará en la modalidad de Concurso de Proyecto Integral,
Consiste en valorizar las instalaciones existentes, considerando tecnología y costos unitarios
correspondientes a la fecha en que se realiza el cálculo.
1
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
35
GUILLERMO BETOLAZA
es decir, que el Adjudicatario será responsable por el diseño, financiación,
construcción, operación y mantenimiento del Proyecto. Al terminar el plazo de la
concesión, el Proyecto será transferido al Estado Peruano.
 Primera Etapa de la Subestación Carapongo y Enlaces de Conexión a Líneas
Asociadas La concesión se otorgará en la modalidad de Concurso de Proyecto
Integral, es decir, que el Adjudicatario será responsable por el diseño, financiación,
construcción, operación y mantenimiento del Proyecto. Al terminar el plazo de la
concesión, el Proyecto será transferido al Estado Peruano.
 Subestación Nueva Lurín 220/60 kV y Líneas de Enlace en 220 kV y 60 kV. La
concesión se otorgará en la modalidad de Concurso de Proyecto Integral, es decir,
que el Adjudicatario será responsable por el diseño, financiación, construcción,
operación y mantenimiento del proyecto. Al terminar el plazo de la concesión, la
Subestación será transferida al Estado Peruano.
En la página de Proinversion – Cartera2 de proyectos, es posible encontrar información de
detalle de las obras licitadas, montos de adjudicación, plazos, entre otros temas clave.
Otro caso de consulta es Panamá, con dos fuentes de información que son los de la
Empresa de Transmisión ETESA y el portal de Panamá Compra3.
En Uruguay, la UTE publica las resoluciones de compra, las que son posibles de acceder
públicamente en su página web www.ute.com.uy – Resoluciones. Se pueden encontrar
referencias de materiales, equipos y mano de obra.
La referencia reciente del CEAC, plasmada en su informe de costos de la línea SIEPAC,
resulta una referencia pública interesante para su consideración.
6.4.
Recomendación de visita
De acuerdo a la experiencia y al tratamiento de la información, se recomienda la visita a la
Empresa de Pesquisas Energéticas EPE que es la encargada de desarrollar la planificación
del sector eléctrico de Brasil, con base en los costos de referencia determinados por la
ANEEL.
Los contactos son los siguientes:
Sr. Hércio José Ramos Brandão
Superintendente
de
Comunicação
e
Relações Institucionais
ANEEL - Agência Nacional de Energia
Elétrica
SGAN 603 módulo J Brasília DF - Brasil
CEP 70830-110
CNPJ - 02.270.669/0001-29
Telefone Geral: 0 XX 61 2192 8600
Sr. José Carlos de Miranda Frias
Director de Estudios de Energía Eléctrica
EPE - Empresa de Pesquisa Energética
Av. Rio Branco, 1 – 11º andar, Centro
Rio de Janeiro – RJ - Brasil
CEP: 20090-003
Tel.: (21) 3512-3100
2
http://www.proyectosapp.pe/modulos/JER/PlantillaProyectoEstadoSector.aspx?are=0&prf=2&jer=5351
&sec=22
3
http://v1.panamacompra.gob.pa/PanamaCompra/detallegeneral.aspx?ID=2008-2-78-0-08-LP001945
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
36
7.
7.1.
METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN DE COSTOS
GLOSARIO DE TÉRMINOS
A°G°: acero galvanizado
H°A°: hormigón armado
CORPOELEC: Corporación Eléctrica Nacional
ST: simple terna
DT: doble terna
MC: multi-circuito
EAT: extra alta tensión
AT: alta tensión
MT: media tensión
kV: kilovolt
kW: kilowatts
kVA: kilovoltamper
CC: Ciclo Combinado
SSAA: Servicios Auxiliares
MCM: Mil Circular Mil
AWG: American Wire Gauge
7.2.
CONSIDERACIONES INICIALES
La tipología, literalmente es el estudio de los tipos o clases, y se encarga de realizar una
clasificación de diferentes elementos.
En el caso de generación, se consideran las distintas plantas de generación en función del
recurso energético, clasificándolas en:
 Hidráulicas
 Térmicas con vapor de agua
 Térmicas con gases de combustión ciclo simple
 Térmicas con gases de combustión ciclo combinado
 Térmicas con gases de combustión aeroderivativas
 Eólicas
 Solares
Se debe considerar que la estimación de costos para el caso de centrales eléctricas
depende de diversos factores exógenos (ubicación, disponibilidad de combustible para el
caso de las térmicas, posibilidad de utilización de los aprovechamientos hidráulicos, etc.)
que hacen que las estructuras de costos varíen dependiendo de cada tecnología, y aun así,
cada caso puede tener diferencias de estructura en comparación con otra similar.
Por esto motivo, las comparaciones con obras similares nacionales e internacionales, se
deben realizar considerando sólo el equipamiento principal de la central, sin considerar el
Balance de Planta o la obra civil, lo cual puede introducir distorsiones en las comparaciones.
Tampoco se deben considerar en las comparaciones las obras de conexión necesarias para
el combustible, como es el caso de las turbinas de gas.
Para la tipología de las Líneas de Transmisión en Venezuela se puede distinguir
principalmente la siguiente clasificación:
 Por Nivel de Tensión: 765, 400, 230, 138, 115, 69 kV.
 Por ubicación: Aéreas o Subterráneas.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
37

Por número de Circuitos: Simple Terna (ST), Doble Terna (DT) y Multi-circuito (MC),
número de conductores por fase.
La estimación del costo de las instalaciones, se realiza de acuerdo al análisis de la
conformación de las actividades inherentes, para describir en forma de cómputos métricos el
desarrollo que corresponde al Suministro e Instalación de Líneas de transmisión. Este
desarrollo se genera de acuerdo al programa cronológico y las actividades que tienen una
secuencia lógica para la posterior utilización, tanto en Programas de Trabajo como de
seguimiento de avance y Costo.
Cada una de estas configuraciones tendrá asociada una serie de materiales que
conformarán la estructura soporte, el cable conductor y de guarda, las aislación y los
accesorios para la conexión. Adicionalmente se debe considerar la obra civil y el montaje, y
finalmente los costos indirectos y otros costos asociados a la construcción, como pueden ser
servidumbres, derechos de paso, terrenos y caminos de acceso.
La definición de los precios de los materiales y los demás costos que componen cada
Tipología, se realizará basada en información histórica de CORPOELEC, correspondiente a
procesos de procura de materiales, licitaciones o contrataciones para la construcción de
dichas obras, en la medida que se disponga de la estructura adecuada para realizar el
análisis.4
Las líneas de transmisión se emplazan en general, a través de una gran extensión de
territorio, teniendo que sortear cuestiones ambientales que afectan los costos unitarios de
las instalaciones. Estos factores pueden ser terreno montañoso, zonas con fuertes vientos,
contaminación ambiental, vegetación densa, entre otras. Adicionalmente, existen factores
ambientales asociados con reservas nacionales y zonas protegidas, en las que no es
posible considerar el paso de una línea de transmisión, debiéndose reconfigurar la traza,
muchas veces resultando fuera del óptimo técnico económico. Estos factores deben ser
considerados al momento de la estimación de los costos.
Finalmente, en el caso de distribución, tanto líneas como subestaciones, se tratan de obras
modulares que pueden ser estructuradas y comparadas con obras similares sin mayores
inconvenientes. Se deben considerar las variables exógenas de cada caso, como por
ejemplo, la zona geográfica y topología del terreno.
7.2.1. Regiones
Las regiones se clasifican de acuerdo a su naturaleza y factores ambientales que afectan los
costos de inversión, pudiéndose diferenciar las siguientes:
Tabla 8. Regiones
Región
Descripción
Factores ambientales
Cordillera Central
El Lago de Valencia, la Llanura
de Barlovento, los Valles del
Tuy, los Altos Mirandinos y el
Macizo de Nirgua. Se divide en
la Cordillera de la Costa y la
Montañoso, suelo rocoso
4
Para tener una visión amplia de lo expuesto podemos mencionar que en Venezuela, al hacer los documentos de Licitación, se
menciona que puede haber Contrataciones Parciales (sin suministro importado con entrega a través de CORPOELEC del
Equipamiento Mayor) o con la Totalidad de la ejecución incluyendo la compra directa por parte de la Contratista del
equipamiento en divisas. Por otra parte existen Contrataciones que no incluyen en sus cómputos la adquisición de Terrenos,
Los Avalúos y el Pago de Bienhechurías, los cuales pueden ser gestionados a través de CORPOELEC y no incluidos en la
solicitud. Este es un tema que se tiene que coordinar con procura para obtener mayor grado de detalle en las ofertas.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
38
Serranía del Interior. Es el lado
occidental de la Cordillera
Caribe. La Cordillera de la
Costa es visible hasta el Cabo
Codera, continúa bajo las
aguas de la fosa de Cariaco, y
resurge en las penínsulas de
Araya y Paria. La Serranía del
Interior se separa del Macizo de
Turimiquire, perteneciente a la
Cordillera Oriental, por la
depresión de Unare.
Cordillera Oriental
El Macizo de Turimiquire y las
penínsulas de Araya y Paria,
cuyas
montañas
son
la
continuación de la Cordillera de
la Costa. Incluye el golfo de
Paria. Es el lado oriental de la
Cordillera Caribe. El Macizo se
separa de la Serranía del
Interior, perteneciente a la
Cordillera Central, por la
depresión de Unare.
Montañoso, suelo rocoso
Sistema Coriano
Los Médanos de Coro y su
istmo,
la
península
de
Paraguaná, las sierras de San
Luis, Aroa, Buena Vista,
Churuguara, Barigua, y Siruma.
Contaminación salina
Lago de Maracaibo
El Zulia, la Serranía del Perijá y
el lago propiamente dicho.
Contaminación salina
Los Andes
La Cordillera de Mérida
Montañoso
salina
Los Llanos
Los Llanos del Orinoco. Se
subdividen en los Llanos Altos
al norte y los Llanos Bajos al
sur.
Terreno llano
Sistema Deltaico
El delta del Orinoco
Arenoso
Salina
Guayana Venezolana
Al sur del Orinoco
Selva amazónica con suelo
rocoso y arenoso
Islas del Caribe
La Isla de Margarita, la isla de
Coche y la isla de Cubagua,
que forman el Estado Nueva
Esparta.
Las
Islas
de
Sotavento
venezolanas.
Arenoso
salina
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
y
y
y
Contaminación
Contaminación
Contaminación
39
Ilustración 1. Mapa de regiones naturales de Venezuela
Fuente: venezuelatuya.com
7.2.2. Niveles de tensión
Los niveles de tensión a considerar son los normalizados en CORPOELEC y comprenden:
Tabla 9. Niveles de tensión
Nivel
Tensión
Extra Alta Tensión
765 kV
Extra Alta Tensión
400 kV
Alta Tensión
230 kV
Alta Tensión
138 kV
Alta Tensión
115 kV
Alta Tensión
69 kV
7.2.3. Clases de circuitos
Los tipos de circuitos se clasifican considerando la cantidad de ternas que configuran la
línea de transmisión. Generalmente se encuentran las siguientes configuraciones:
Tabla 10. Tipos de circuitos
Tensión
Estructura
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
40
765 kV
Simple terna
400 kV
Simple terna
230 kV
Simple terna
Doble terna
138 kV
Simple terna
Doble terna
115 kV
Simple terna
Doble terna
69 kV
Simple terna
Doble terna
Multi-circuito
7.2.4. Clases de Estructuras
Las estructuras soporte de las líneas de transmisión se clasifican según el material con las
que son construidas pudiéndose determinar las siguientes
Tabla 11. Clase de estructuras
Tensión
Estructura
765 kV
Celosía de A°G°
Autosoportada / Cross
Rope / Tipo V
Suspensión y
Retención
400 kV
Celosía de A°G°
Autosoportada / Cross
Rope / Tipo V
Suspensión y
Retención
230 kV
Celosía de A°G°
Autosoportada para
estructuras de
retención y Poste de
concreto para
Suspensión
138 kV
Concreto
115 kV
Concreto
69 kV
Concreto
7.2.5. Fundaciones
Las fundaciones generalmente se realizan de concreto y resultan fuertemente afectadas por
los factores ambientales y tipos de suelo. Se puede considerar fundaciones en suelos
normales en la que se realiza la excavación, la estructura de hierro y relleno de concreto,
otros suelos blandos donde se requieren acciones de pilotaje o suelos rocosos en los que la
excavación requiere de técnicas particulares que tienen un peso importante en los costos.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
41
Las distintas clases de fundaciones pueden ser:
 Concreto
 Concreto con pilotes
 Pórtico
 Especiales
En el caso de las estructuras con anclajes o cables amarres se debe considerar el costo de
la fundación del anclaje y de los perfiles de sujeción. En el caso de estructuras arriendadas
se debe considerar en el costo de la estructura el costo de los cables de amarre y anclajes.
7.2.6. Equipos eléctricos y mecánicos para generación
Los equipos asociados con las plantas de generación incluyen tanto equipamiento eléctrico
como mecánico, que dependiendo de la tecnología pueden incluir el grupo generadorturbina, generadores de vapor, equipamiento eléctrico para transmitir la energía generada a
las barras de salida, bombas, intercambiador de calor, sistema de suministro de aire/ filtros,
compresor, sistema de tratamiento de gases de escape, caldera, torres de enfriamiento,
elementos mitigantes de emisiones (celdas catalíticas, etc.), tuberías y equipos mecánicos
auxiliares, y todos los sistemas de control para el funcionamiento de la central.
En general, uno de los principales componentes de la central es el conjunto turbina
generador cuyo costo de referencia se determinará para cada caso. Este costo se considera
dentro de los costos de equipos mecánicos. El resto de los costos de equipos mecánicos se
los estima como un porcentaje de éste último. Se incluyen los costos de suministro de
aire/filtros, alimentación de combustibles, tratamiento de gases de escape y sistemas
auxiliares. Los costos de Equipos Menores (Balance Of Plant) como secadores, reguladores
de gas, compresores, separadores, sistema de centrifugado de combustible, sistema de
tratamiento de agua, sistema de suministro de aire comprimido, equipos e instalaciones para
la extinción de incendio, Puente Grúas, equipo de refrigeración, ascensores bombas y
motores, también son considerados dentro de equipos mecánicos.
El equipamiento eléctrico comprende el sistema de excitación, transformadores (elevador y
auxiliares), interruptores, seccionadores, interruptor de generador, tableros de potencia,
Sistemas de alarma, sistema de comunicaciones (telefonía y datos), sistema de control y
supervisión, sistemas de medición, cableado, barras, centro de control de motores, puesta a
tierra, pararrayos, bancos de batería, equipos eléctricos auxiliares. Se valorizará el costo del
transformador elevador y sistemas auxiliar, y los demás equipamientos se determinarán
como un porcentaje del costo del conjunto generador-turbina.
7.2.7. Máquinas y equipos para subestaciones
Los costos de las subestaciones se desagregan en equipos y equipos comunes. Se
consideran equipos aquellos que constituyen la conexión de las distintas bahías a las barras
principales de la subestación. Estos equipos electromecánicos, comprenden interruptores,
seccionadores con y sin puesta a tierra, transformadores de potencial y de corriente,
pararrayos y celdas de media tensión. Se complementan con uno de los componentes
principales de la subestación que son el transformador de potencia, reactores y reguladores
de voltaje. Todos estos equipos se valorizan por unidad dependiendo de la cantidad con la
que cuenta la subestación bajo análisis.
Los equipos comunes comprenden la puesta a tierra, los servicios auxiliares con su
transformador asociado, todos los herrajes y estructuras de soporte, equipos de protección,
control y monitoreo, equipo de comunicaciones, cables conductores y ductos. Estos costos
se determinan como porcentaje de los costos del equipamiento eléctrico sin considerar el
transformador de potencia.
7.2.8. Cables, Conductores y Cable de guarda
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
42
El costo de los cables conductores varía según su configuración asociado con el nivel de
tensión y potencia a transmitir, la sección de los conductores y tecnología y formación del
cable y el número de sub-conductores por fase.
Tabla 12. Cables normalizados
Cable
Sección
ACSR
1113 MCM (BLUEJAY)
ACSR
1024.5 MCM
ACSR
740.8 MCM (FLINT)
ACSR
559.9 MCM
ACSR
477 MCM
ACSR
397.5 MCM
ACSR
336.4 MCM
ACSR
266.8 MCM
ACSR
4/0 AWG
Cable pararrayos PETREL
101.8
Cable pararrayos de acero
5/16"
Cable pararrayos de acero
3/8"
Cable pararrayos de acero
7/8"
Cable pararrayos OPWG
Fibra óptica
Cable Cu Puesta a Tierra (PAT)
2 AWG
7.2.9. Aisladores, herrajes y accesorios
El costo global de los aisladores y herrajes se determina considerando un promedio por km
de acuerdo a la tecnología utilizada y configuración, que depende del nivel de tensión y
comprende las cadenas de aisladores y sus herrajes de fijación, fijación y accesorios de
cables conductores y cables de guardia, espaciadores, amortiguadores y accesorios de
señalización.
Tabla 13. Aisladores normalizados
Tipo de aislador
Porcelana
Vidrio
Materiales compuestos
En el caso de los herrajes y accesorios, el cómputo se realiza por suma global como
porcentaje de los costos directos de los materiales. Estos costos incluyen los accesorios
para la fijación del cable de PAT.
7.2.10.
Estructuras soporte
Las estructuras soporte se valorizarán de acuerdo al material. En el caso de celosía se
valorizarán considerando el peso de la estructura por la cantidad de estructuras por km de
longitud promedio. El costo unitario será el correspondiente al kilo de acero.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
43
En el caso de las estructuras o postes de concreto, se valorizarán por unidad considerando
el costo unitario de cada uno y la cantidad promedio por km de red.
De ser el caso de considerarse estructuras especiales, se deberán valorizar de manera
independiente colocando su costo en la planilla de precios.
7.2.11.
Costos de obra civil y montaje
El costo de la obra civil y montaje se realizará por suma global como porcentaje del costo
total de los equipos, conductores y cable de guarda según corresponda a cada tipología. En
el caso de generación, se asume que los equipos incluyen el costo del montaje por lo que no
se considera este concepto en el modelo de estimación de costos.
En el caso particular de generación, la obra civil puede tener un peso significativo en el total
de la obra, según la tecnología utilizada, ya que se deben considerar las edificaciones que
dan soporte a esta actividad (Talleres, almacenes, edificios administrativos, salas de control
y otras), en forma adicional a las bases de los equipos. Particularmente en generación
hidráulica, sin dudas representa el hito más importante de los costos, ya que incluye la presa
y casa de maquinas.
Para Líneas de transmisión se considera que la mayoría de las fundaciones se ejecutan en
un terreno normal en el que se puede realizar la excavación por métodos mecánicos
convencionales (retroexcavadora o pala) y la fundación es del tipo bloque o zapata de
hormigón armado.
En cualquier otro caso se deberá estimar, luego del modelado, un factor exógeno
correspondiente al tipo de suelo que considera los sobrecostos que se incurre para realizar
las fundaciones en situaciones adversas (inundables, napa de agua alta, montañoso) o
suelos que requieren un tratamiento especial para el desarrollo de la fundación (pilotes).
7.2.12.
Costos indirectos
Los costos indirectos representan aquellos que no resultan posibles asignar a una
instalación en particular, sino que son costos que afectan la totalidad de la obra a ejecutar y
generalmente se asignan mediante factores.
Los costos indirectos comprenden en primer lugar, las actividades asociadas con el diseño
preliminar, ingeniería de detalle y replanteo definitivo conforme a obra. Adicionalmente se
consideran los costos de la inspección y certificación de avance de obra, control de calidad,
control según ingeniería de detalle, desarrollo de reportes.
Finalmente se considera un monto asociado a las tareas de administración, que representan
los costos de la gestión de la obra, dirección, administración de los recursos humanos y
presupuestarios, procura, entre otras.
En todos los casos se calculan como un porcentaje de los costos directos.
7.2.13.
Otros costos
Se consideran como otros costos los siguientes:
 Flete, seguros y aduana
 Transporte terrestre
 Estudios de EIA
 Servidumbre y derechos de paso5
Generalmente no se considera dentro de los costos estándar aquellos asociados con la
servidumbre, derechos de paso y uso de terreno. Sin embargo, a la hora de realizar la estimación es
5
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
44
 Puesta en marcha
 Contingencias
No se consideran a los efectos de la estimación de costos los correspondientes al beneficio
del contratista, ni los terrenos necesarios para el emplazamiento de la subestación
transformadora o planta de generación. Tampoco se considera ningún tipo de impuesto
municipal o estatal, los cuales deberán analizarse en cada caso particular.
7.2.14.
Factores exógenos
Los factores exógenos o externos son los que quedan fuera de control del estimador de
costos en la etapa inicial de planificación y que en la mayoría de los casos pueden ser
identificados y cuantificados en la etapa de diseño básico e ingeniería de detalle. Los
factores externos tienen interés porque la comprensión de esos factores puede inducir a la
adopción de ciertas medidas para la toma de decisiones.
Los factores externos se definieron para los siguientes conceptos:
 Factor geográfico. Principalmente asociado con obras que se desarrollan en terreno
montañoso de difícil acceso
 Factor suelo. Representa un sobrecosto en la ejecución de la fundación por
condiciones de suelo adversas que requieren soluciones distintas al monobloque o
zapata
 Factor ambiental. Tiene en cuenta sobrecostos por cuestiones ambientales como por
ejemplo zonas protegidas, viento, contaminación, entre otras.
 Factor de estructura. Es un factor que ajusta la estimación desarrollada con
referencias locales respecto de la estructura de costos de referencia.
Los factores exógenos se aplicarán al módulo base para incrementar el valor debido a estas
variables.
7.3.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE PLANTAS DE GENERACIÓN
El presupuesto de las centrales eléctricas se realiza a partir de las tablas de cantidad de
materiales y equipos para las distintas tipologías, considerando un costo estándar de
referencia adoptado a partir de valores medios de las referencias disponibles tanto locales
como internacionales.
Existe una gran variabilidad de la estructura de costos según la clase de tecnología que se
adopte. Por ejemplo, una central de ciclo combinado tiene una estructura en la que la obra
civil puede estimarse de manera estable entre las distintas obras (sin considerar la conexión
al gasoducto), pero en el caso de las térmicas grandes e hidráulicas resulta dificultoso
estimar un porcentaje fijo para cada obra, por lo cual se determinará un rango de
porcentajes de obra civil, el cual se debe ajustar dependiendo del lugar de emplazamiento y
magnitud de la misma.
7.3.1. Estructura analítica de costos
La estructura analítica para la estimación de costos estará compuesta de la siguiente
manera:
necesario que se consideren a los efectos de evaluar un potencial riesgo asociado con la viabilidad
del proyecto, y por lo tanto, de su costo asociado.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
45
A. Costos directos
 Equipos eléctricos
o Transformadores elevadores y auxiliares
o Tablero de control
o Servicios auxiliares
o Canalizaciones y ductos de potencia
o Sistemas de control y alarmas (generador)
 Equipos mecánicos
o Generador _ Turbina
o Sistema de suministro Aire/filtros
o Sistema de Suministro y Alimentacion de Combustible
o Sistema de Tratamiento de gases de Escape
o Auxiliares
 Obra civil
o Preparación de Sitio / Movimiento de tierra
o Vialidad y Drenaje
o Edificios maquinas / Sala de Control
o Fundaciones de edificio
o Pedestal y fundación del Turbogenerador
o Canalizaciones e Instalaciones Provisionales
B. Costos indirectos
 Diseño e Ingeniería
 Inspección de obra
 Administración
C. Otros costos
 Flete, Seguros y Aduana
 Transporte terrestre
 Impuestos municipales
 Estudios EIA
 Puesta en marcha
 Contingencias
A continuación se detalla la estimación de costos de cada uno de los componentes de la
estructura analítica y el costo total.
7.3.2. Cálculo de los costos directos
Los costos directos comprenden aquellos conceptos asociados con los materiales, equipos y
mano de obra directa para la ejecución de la obra. Se compone de dos subtemas que son la
procura de materiales y los servicios de construcción propiamente dicha.
a) Equipos eléctricos
El equipamiento eléctrico comprende:
 Transformadores elevadores y auxiliares
 Tablero de control
 Servicios auxiliares
 Canalizaciones y ductos de potencia
 Sistemas de control y alarmas (generador)
En el caso de los transformadores elevadores y auxiliares, su costo determina por unidad de
acuerdo a las especificaciones de los equipos. Los mismos forman parte de la base de
costos de referencia de equipos que se presentan en el ANEXO I.
b) Equipos mecánicos
El equipamiento principal de los equipos mecánicos es el conjunto generador-turbina,
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
46
representando por ejemplo en el caso de un Turbogas industrial de 150 MW tipo F el 50%
del costo total de la instalación. Los valores de las turbinas de referencia se presentan en el
ANEXO I.
c) Obra Civil
La obra civil comprende fundamentalmente el desarrollo de las fundaciones de las
estructuras soporte de la línea para lo cual se debe realizar:
 Preparación de Sitio / Movimiento de tierra
 Vialidad y Drenaje
 Edificios maquinas / Sala de Control
 Fundaciones de edificio
 Pedestal y fundación del Turbogenerador
 Canalizaciones e Instalaciones Provisionales
El porcentaje de obra civil a considerar es el siguiente:
Tabla 14. Obra civil para generación
Obra civil
%
Valor de referencia
Obra civil ciclo simple
4%
Equipos mecánicos
Obra civil térmicas
10-20%
Equipos mecánicos
Obra civil hidráulicas
40-60%
Equipos mecánicos
Se considera que la central se desarrolla en un terreno normal o con ondulaciones que no
requiere la instalación de estructuras especiales. El costo de las fundaciones está previsto
para un suelo normal con fundación tipo bloque de concreto con malla metálica.
Para el caso de terreno abrupto o suelo especial que requiera fundaciones especiales (como
por ejemplo pilotadas) se aplicará un factor de ajuste por variables exógenas definidos en
esta metodología.
7.3.3. Cálculo de los costos indirectos
Los costos indirectos no están asociados directamente al proceso productivo pero que
resultan necesarios para el desarrollo de la obra. Los mismos se determinan como
porcentaje de los costos directos (equipos, materiales, obra civil y montaje), considerando
los siguientes valores de referencia:
Tabla 15. Costos indirectos para generación
Costos indirectos
%
Valor de referencia
Diseño e Ingeniería
5%
Costo directos
Inspección
5%
Costos directos
Administración
5%
Costos directos
Diseño e ingeniería incluye la ingeniería conceptual y de detalle, así como el replanteo
definitivo de la obra.
7.3.4. Otros costos directos
Otros costos directos incluyen conceptos asociados con los costos directos, pero que su
cómputo puede pero no están asociados al proceso productivo. Estos costos se determinan
como porcentajes de valores de referencia de acuerdo a la siguiente tabla:
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
47
Tabla 16. Otros costos directos para generación
Otros Costos Directos
%
Valor de referencia
Flete, Seguros y Aduana
25%
Costo de equipos y
materiales importados
Transporte terrestre
5%
Costo de fletes, seguros y
aduana
Estudios de Impacto Ambiental
1%
Costos generador-turbina
Puesta en marcha
1%
Costos generador-turbina
Contingencias
4%
Costos de costos directos
más indirectos
El transporte terrestre considera una provisión por el acarreo de materiales desde el puerto
de entrega hasta el lugar de la obra. El mismo no considera adecuaciones de infraestructura
como puede ser el caso de refuerzos de puentes.
Las contingencias se determinan sobre el costo de la obra civil y equipos, en los que se
incluye el montaje.
7.3.5. Costos no incluidos
La estimación de los costos de inversión de generación no consideran aquellos asociados
con servidumbres y derechos de paso, terrenos y beneficios del contratista. No se incluyen
impuestos municipales, estatales o nacionales.
7.4.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
El presupuesto de las líneas de transmisión se realiza a partir de las tablas de cantidad de
materiales y equipos para las distintas tipologías, considerando un costo estándar de
referencia adoptado a partir de valores medios de las referencias disponibles tanto locales
como internacionales.
Las cantidades de materiales, con excepción de los cables y conductores se deben
incrementar en un 5% por pérdidas y reservas durante la construcción. Para el caso de los
cables conductor y de guarda, el incremento es del 5%. En el caso de estructuras, no se
considera incremento porcentual.
7.4.1. Estructura analítica de costos
La estructura analítica para la estimación de costos estará compuesta de la siguiente
manera:
A. Costos directos
 Conductor y cable de guarda
o Conductor de fase
o Cable de guarda
 Estructura
o Celosía de acero
o Poste de concreto
o Cadena de aisladores
o Herrajes y accesorios
o Puesta a tierra
 Obra civil
o Limpieza de franja de paso
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
48
Abertura de accesos
Ejecución de fundaciones
 Excavaciones
 Cimentación
 Montaje de fundación metálica
 Instalación de perfiles de anclaje
 Montaje
o Montaje de estructuras
o Instalación de cable conductor
o Instalación de cable de guardia
o Instalación de puesta a tierra
o Inspección de materiales
B. Costos indirectos
 Gestión de obra
 Servicios técnicos
o Topografía
o Geología
 Ingeniería
o Proyecto básico
o Proyecto ejecutivo
 Administración general
C. Otros costos
 Flete, Seguros y Aduana
 Transporte terrestre
 Servidumbre y derechos de paso
 Estudios EIA
 Contingencias
o
o
7.4.2. Cálculo de los costos directos
Los costos directos comprenden aquellos conceptos asociados con los materiales, equipos y
mano de obra directa para la ejecución de la obra. Se compone de dos subtemas que son la
procura de materiales y los servicios de construcción propiamente dicha.
a) Conductores y cable de guarda
El costo total de los conductores depende de tipo de cable, la sección transversal y el
número de conductores que lo conforman y será igual a:
𝐶𝐶𝑜𝑛𝑑 = 𝑁 ∗ 1000 ∗ 𝑄𝐸𝑖 ∗ 𝑃𝐶𝑜𝑛𝑑
Donde,
Ccond: precio del en [$/km]
N: número de conductores por fase
QEi: longitud de cable por km de línea [km]
Pcond: precio del conductor en [$/km]
La misma ecuación aplica tanto para conductores de fase como para cable de guardia.
En el caso de las líneas de transmisión, se definen los siguientes costos de materiales para
cada uno de los conceptos presentados en el punto anterior. En el ANEXO I se presentan
los costos de referencia de los materiales clave.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
49
b) Estructura soporte
En el caso de las estructuras de transmisión pueden ser de tres clases:
 Autoportantes reticuladas
 Cross Rope
 Concreto
 Metálica
b.1) Estructuras autoportantes reticuladas
El costo de la estructura estará dado por el peso de cada estructura, la cantidad de
estructuras por km o vano medio y el costo del acero estructural.
𝐶𝐸𝑖 = 𝑄𝐸𝑖 ∗ 𝑃𝐸𝑖 ∗ 1000
Donde,
CEi: costo de la estructura i por km
QEi: peso de la estructura expresada en ton/estructura
PEi: costo del acero por kg
b.2) Estructuras tipo cross rope
El costo de la estructura estará dado por el costo del acero de la estructura portante al cual
se le suma el costo de las riendas estructurales.
𝐶𝑅𝑖 = 𝐶𝐸𝑖 + 𝑄𝑅𝑖 ∗ 𝑃𝑅𝑖
Donde,
CRi: costo de las estructura i por km
QEi: longitud de cable por estructura
PEi: precio del cable por km
b.3) Estructuras de concreto
El costo de la estructura de concreto estará dado por el costo de la estructura acero de la
estructura portante al cual se le suma el costo de las riendas estructurales.
𝐶𝑅𝑖 = 𝐶𝐸𝑖 + 𝑄𝑅𝑖 ∗ 𝑃𝑅𝑖
Donde,
CRi: costo de las estructura i por km
QEi: longitud de cable por km de línea
PEi: precio del cable por km
b.4) Aisladores, herrajes y accesorios
El costo de los aisladores está dado por la cantidad de aisladores por longitud de línea
multiplicado por el costo unitario de los aisladores.
𝐶𝐶𝑜𝑛𝑑 = 𝑁 ∗ 𝑃𝑒𝑠𝑜𝐶𝑜𝑛𝑑 ∗ 1000 ∗ 𝑃𝐶𝑜𝑛𝑑
Donde,
Ccond: precio del en $/km
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
50
N: número de conductores por fase
Pesocond: peso del conductor en t/km
QEi: longitud de cable por km de línea
Pcond: precio del conductor en $/kg
La cantidad de aisladores varía dependiendo de la clase de estructura nivel de tensión,
tecnología del aislador y configuración de la cadena de aislador ya sea estructura de
suspensión, retención, retención doble, entre otras.
A los efectos de la estimación de costos, se considerará como precio de referencia el
ponderado de la cantidad de aisladores de cada clase por su costo por unidad de longitud
de la línea.
Los herrajes y accesorios comprenden los elementos necesarios para la fijación del aislador
y el cable conductor e hilo de guardia a la estructura. Se le da un tratamiento por concepto
global de instalaciones por km que dependerá de la clase de estructura, nivel de tensión,
composición de los cables por fase, clase de aislación como las más importantes.
Tabla 17. Herrajes y accesorios para líneas de transmisión
Estructura
Herrajes y accesorios
%
Valor de referencia
0.5%
Costo conductores, cable
de guarda
Estos elementos de conexión comprenden principalmente, el conjunto de herrajes de la
cadena de aisladores, grampas de sujeción, entre otros.
c) Obra Civil
La obra civil comprende el trabajo topográfico y de adecuación del terrenos, y como principal
actividad el desarrollo de las fundaciones de las estructuras soporte de la línea para lo cual
se debe realizar:
 Excavaciones
 Cimentación
 Montaje de fundación metálica
 Instalación de perfiles de anclaje
 Instalación de poste de concreto o metálico
Los factores a considerar son los siguientes:
Tabla 18. Obra civil para líneas de transmisión
Obra civil
%
Valor de referencia
Obra civil para estructura de celosía
20%
Costo conductores, cable
de guarda y estructura
Obra civil postes concreto o
metálicos
30%
Costo conductores, cable
de guarda y estructura
Se considera que la línea se desarrolla en un terreno normal o con ondulaciones que no
requiere la instalación de estructuras especiales. El costo de las fundaciones está previsto
para un suelo normal con fundación tipo bloque de concreto con malla metálica.
Para el caso de terreno abrupto o suelo especial que requiera fundaciones especiales (como
por ejemplo pilotadas) se aplicará un factor de ajuste por variables exógenas definidos en
esta metodología.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
51
d) Montaje
La etapa de montaje incluye los costos asociados a las siguientes actividades:
 Limpieza de franja de paso
 Abertura de accesos
 Trabajos preliminares
 Ejecución de excavaciones
 Ejecución de fundaciones de Concreto
 Izado poste de concreto o metálico
 Armado de torre metálica
 Tendido, regulado y amarre de conductores
 Tendido, regulado y amarre de cable de guarda
 Instalación de amortiguadores en conductores
 Instalación de amortiguadores en cable pararrayos
 Instalación puesta a tierra
El montaje se determina como porcentaje de los costos de cable conductor y estructura, y se
diferenciará si corresponde a una estructura de celosía o postes de concreto o metálicos.
Tabla 19. Montaje para líneas de transmisión
Montaje
%
Valor de referencia
Montaje celosía
55%
Costo del material de
A°G° de la estructura
Tendido de conductores en
estructuras con celosía
30%
Costo conductores y
cable de guarda
Montaje postes concreto o
metálicos y tendido de conductores
55%
Costo del conductor y
estructura
Los costos incluyen la maquinaria y equipos necesarios para el montaje y tendido de
conductores. Se debe revisar que el costo del montaje no esté incluido en el costo de la
estructura, especialmente en el costo del peso de acero galvanizado para valorizar los
perfiles.
7.4.3. Cálculo de los costos indirectos
Los costos indirectos no están asociados directamente al proceso productivo pero que
resultan necesarios para el desarrollo de la obra. Los mismos se determinan como
porcentaje de los costos directos (equipos, materiales, obra civil y montaje), considerando
los siguientes valores de referencia:
Tabla 20. Costos indirectos para líneas de transmisión
Costos indirectos
%
Valor de referencia
Diseño e Ingeniería
5%
Costo directos
Inspección
5%
Costos directos
Administración
10%
Costos directos
Diseño e ingeniería incluye la ingeniería conceptual y de detalle, así como el replanteo
definitivo de la obra.
7.4.4. Otros costos directos
Otros costos directos incluyen conceptos asociados con los costos directos, pero que su
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
52
cómputo puede pero no están asociados al proceso productivo. Estos costos se determinan
como porcentajes de valores de referencia de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 21. Otros costos directos para líneas de transmisión
Otros Costos Directos
%
Valor de referencia
Flete, Seguros y Aduana
35%
Costo de equipos y
materiales importados
Transporte terrestre
6%
Costo de fletes, seguros y
aduana
Estudios de Impacto Ambiental
0.5%
Costos directos
Contingencias
8.0%
Costos de obra civil y
montaje
El transporte terrestre considera una provisión por el acarreo de materiales desde el puerto
de entrega hasta el lugar de la obra. El mismo no considera adecuaciones de infraestructura
como puede ser el caso de refuerzos de puentes.
Las contingencias se determinan sobre el costo de la obra civil y el montaje, asumiendo que
en el caso de los materiales y equipos se minimiza la posibilidad de contingencias
considerando una adecuada realización de la ingeniería de detalle.
7.4.5. Costos no incluidos
Para la determinación de los costos de inversión de líneas de transmisión, no se consideran
aquellos asociados con servidumbres y derechos de paso, terrenos y beneficios del
contratista. No se incluyen impuestos municipales, estatales o nacionales.
7.5.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN
El presupuesto de las subestaciones de transmisión se realiza a partir de las tablas de
cantidad de equipos para las distintas tipologías, considerando un costo estándar de
referencia adoptado a partir de valores medios de las referencias disponibles tanto locales
como internacionales.
Las cantidades de equipos dependerán de la configuración de la subestación, de los niveles
de tensión y de la cantidad de bahías de conexión de salida de línea, transformadores y
reactores. Adicionalmente se valoriza el transformador de potencia y las celdas de media
tensión.
Dado que la subestación tiene equipos que son comunes como los sistemas de puesta a
tierra, servicios auxiliares, estructuras soporte, entre otros, se computan como equipos
comunes como porcentaje del equipamiento de conexión, excluyendo el costo de las
máquinas de potencia como el transformador, reactor, regulador.
7.5.1. Estructura analítica de costos
La estructura analítica para la estimación de costos estará compuesta de la siguiente
manera:
A. Costos directos
 Equipos
o Interruptores
o Seccionadores con PAT
o Seccionadores sin PAT
o Transformadores de potencial
o Transformadores de corriente
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
53
o Pararrayos
o Celdas de media tensión
 Equipos comunes
o Sistema de puesta a tierra
o Servicios auxiliares
o Herrajes y estructuras soporte
o Equipo de protección, control y monitoreo
o Equipos de comunicaciones
o Cables, conductores, ductos de barras, etc.
 Obra civil
o Abertura de accesos
o Limpieza y movimiento de suelo
o Ejecución de fundaciones
 Excavaciones
 Cimentación
 Montaje de fundación metálica
 Instalación de perfiles de anclaje
o Edificios, sala de control y celdas
o Canales y muros parallamas
o Cerco perimetral
 Montaje
o Montaje de estructuras y equipos
o Instalación de cable conductor
o Instalación de cable de guardia
o Instalación de puesta a tierra
o Inspección de materiales
B. Costos indirectos
 Gestión de obra
 Servicios técnicos
o Topografía
o Estudios de suelos
 Ingeniería
o Proyecto básico
o Proyecto ejecutivo
o Conforme a obra
 Administración general
 Inspección de obra
C. Otros costos
 Flete, Seguros y Aduana
 Transporte terrestre
 Estudios EIA
 Puesta en marcha
 Contingencias
7.5.2. Cálculo de los costos directos
Los costos directos comprenden aquellos conceptos asociados con los materiales, equipos y
mano de obra directa para la ejecución de la obra. Se compone de dos subtemas que son la
procura de materiales y los servicios de construcción propiamente dicha.
a) Equipos
Bajo el concepto de equipos se reúnen todos los equipos electromecánicos necesarios para
conectar las bahías entre ellas y permitir su funcionamiento, entre los cuales encontramos:
 Interruptores
 Seccionadores sin cuchilla de PT
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
54








Seccionadores con cuchilla de PT
Transformadores de potencial o tensión
Transformadores de intensidad o corriente
Pararrayos
Celdas de 34,5 kV
Autotransformador de potencia monofásico
Transformador trifásico de potencia
Reactor de neutro
b) Equipos comunes
Están compuestas por todos los equipos no asignables a una determinada función (entrada
de línea, conexión del transformador) que sirven como sistemas auxiliares para las
instalaciones principales.
Estos equipos comunes comprenden:
 Sistema de puesta a tierra
 Servicios auxiliares
 Herrajes y estructuras soporte
 Equipo de protección, control y monitoreo
 Equipos de comunicaciones
 Cables, conductores, ductos, etc.
Estos equipos se estiman como un porcentaje de los equipos adoptando los siguientes:
Tabla 22. Equipos comunes subestaciones de transmisión
Obra civil
%
Valor de referencia
8.5%
Costo de equipos
(excluyendo máquinas de
potencia)
17.0%
Costo de equipos
(excluyendo máquinas de
potencia)
50.0%
Costo de equipos
(excluyendo máquinas de
potencia)
64.0%
Costo de equipos
(excluyendo máquinas de
potencia)
16.0%
Costo de equipos
(excluyendo máquinas de
potencia)
14.0%
Costo de equipos
(excluyendo máquinas de
potencia)
Sistema de puesta a tierra
Servicios auxiliares
Herrajes y estructuras soporte
Equipo de protección, control y
monitoreo
Equipos de comunicaciones
Cables, conductores, ductos, etc.
c) Obra Civil
La obra civil comprende el trabajo topográfico, movimiento de suelo y de adecuación de los
accesos, y como principal actividad el desarrollo de las fundaciones de las máquinas de
potencia, edificios y equipos electromecánicos de conexión, para lo cual se debe realizar:
 Replanteo de fundaciones
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
55





Excavaciones
Cimentación
Montaje de fundación metálica
Instalación de perfiles de anclaje de equipos y pórticos
Instalación de estructuras soportes
Los factores a considerar son los siguientes:
Tabla 23. Obra civil para subestaciones de transmisión
Obra civil
%
Valor de referencia
Obra civil para equipos de conexión
y comunes
25%
Costo de los equipos
excluyendo equipos de
potencia
Obra civil para transformador de
potencia y reactores
5%
Costo de los equipos de
potencia
Se considera que la subestación se desarrolla en un terreno normal o con ondulaciones que
no requiere la instalación de estructuras especiales. El costo de las fundaciones está
previsto para un suelo normal con fundación tipo bloque de concreto con malla metálica.
Para el caso de suelo especial que requiera fundaciones particulares (como por ejemplo
pilotadas) se aplicará un factor de ajuste por variables exógenas definidos en esta
metodología.
d) Montaje
La etapa de montaje incluye los costos asociados a las siguientes actividades:
 Abertura de accesos
 Trabajos preliminares
 Movimiento de suelo para nivelación
 Ejecución de excavaciones
 Ejecución de fundaciones de Concreto
 Montaje de estructura de barras
 Montaje de estructura soporte de equipos
 Montaje de celdas y tendido de cables de control
 Tendido, regulado y amarre de conductores
 Tendido, regulado y amarre de cable de guarda
 Instalación malla de puesta a tierra
El montaje se determina como porcentaje de los costos de los equipos.
Tabla 24. Montaje de subestaciones de transmisión
Montaje
Montaje de estructuras y tendido de
conductores y cables
%
Valor de referencia
10%
Costo total de equipos de
conexión y comunes
Los costos incluyen la maquinaria y equipos necesarios para el montaje y tendido de
conductores. Se debe revisar que el costo del montaje no esté incluido en el costo de los
equipos.
7.5.3. Cálculo de los costos indirectos
Los costos indirectos no están asociados directamente al proceso productivo pero que
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
56
resultan necesarios para el desarrollo de la obra. Los mismos se determinan como
porcentaje de los costos directos (equipos, materiales, obra civil y montaje), considerando
los siguientes valores de referencia:
Tabla 25. Costos indirectos de subestaciones de transmisión
Costos indirectos
%
Valor de referencia
Diseño e Ingeniería
5%
Costo total de equipos de
conexión y comunes
Inspección
5%
Costo total de equipos de
conexión y comunes
Administración
5%
Costo total de equipos de
conexión y comunes
Diseño e ingeniería incluye la ingeniería conceptual y de detalle, así como el replanteo
definitivo de la obra.
7.5.4. Otros costos directos
Otros costos directos incluyen conceptos asociados con los costos directos, pero que su
cómputo puede pero no están asociados al proceso productivo. Estos costos se determinan
como porcentajes de valores de referencia de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 26. Otros costos directos de subestaciones de transmisión
Otros Costos Directos
%
Valor de referencia
Flete, Seguros y Aduana
35%
Costo de equipos y
materiales importados
Transporte terrestre
6%
Costo de fletes, seguros y
aduana
Estudios de Impacto Ambiental
0.5%
Costo total de equipos de
conexión y comunes
Puesta en marcha
10%
Costos directos
Contingencias
4%
Costos directos
El transporte terrestre considera una provisión por el acarreo de materiales desde el puerto
de entrega hasta el lugar de la obra. El mismo no considera adecuaciones de infraestructura
como puede ser el caso de refuerzos de puentes.
Las contingencias se determinan como porcentaje de los costos directos, pero se asume
que corresponden al costo de la obra civil y el montaje, asumiendo que en el caso de los
materiales y equipos se minimiza la posibilidad de contingencias considerando una
adecuada realización de la ingeniería de detalle.
7.5.5. Costos no incluidos
Para la determinación de los costos de inversión de subestaciones, no se consideran
aquellos asociados con terrenos y beneficios del contratista. No se incluyen impuestos
municipales, estatales o nacionales.
7.5.6. Estimación de costos por celdas
En el caso de subestaciones de transmisión, una forma común de expresar los costos es por
celda. El cálculo se realiza distribuyendo todos los costos directos, indirectos y otros costos
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
57
para cada una de las celdas de entrada de línea, conexión de transformador, acoplamiento,
conexión de compensación, etc., para cada nivel de tensión.
Los costos de equipos vinculados a cada celda específica pertenecen a esa celda, mientras
que los equipos comunes, costos indirectos y otros costos directos, se reparten en función
del costo directo de cada clase de celda.
Ilustración 2. Estimación de costos por celdas
ESTRUCTURA DE COSTOS
POR COMPONENTE
Equipos
ESTRUCTURA DE COSTOS
POR CELDA
Celda tipo 1 nivel
de tensión 1
Celda tipo 2 nivel
de tensión 1
Celda tipo 1 nivel
de tensión 2
Celda tipo 2 nivel
de tensión 2
Equipos
Equipos
Equipos
Equipos
Asignación de
otros costos en
función de
costos directos
Asignación de
otros costos
Asignación de
otros costos
Asignación de
otros costos
Equipos Comunes
Obra civil
Montaje
Costos indirectos
Otros costos
directos
COSTO TOTAL
COSTO TOTAL
De esta manera, al calcular los costos por celdas, el costo total de la subestación se calcula
multiplicando el costo de cada celda por la cantidad de celdas que configuran la Subestación
para los distintos niveles de tensión.
7.6.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN
El presupuesto de las líneas aéreas de distribución transmisión se realiza a partir de las
tablas de cantidad de materiales y equipos para las distintas tipologías, considerando un
costo estándar de referencia adoptado a partir de valores medios de las referencias
disponibles tanto locales como internacionales.
Las cantidades de cables y conductores se deben incrementar en un 5% por pérdidas y
reservas durante la construcción. En el caso de estructuras, no se considera incremento
porcentual.
7.6.1. Estructura analítica de costos
La estructura analítica para la estimación de costos estará compuesta de la siguiente
manera:
A. Costos directos
 Conductor
 Estructura
o Poste de concreto, madera o metálico
o Cadena de aisladores
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
58
o Herrajes y accesorios
o Puesta a tierra
 Obra civil
o Limpieza de franja de paso
o Ejecución de fundaciones
 Excavaciones
 Cimentación
 Montaje
o Montaje de postes
o Instalación de cable conductor
o Instalación de puesta a tierra
o Inspección de materiales
B. Costos indirectos
 Gestión de obra
 Servicios técnicos
o Topografía
o Geología
 Ingeniería
o Proyecto básico
o Proyecto ejecutivo
 Administración general
C. Otros costos
 Flete, Seguros y Aduana
 Transporte terrestre
 Estudios EIA
 Contingencias
7.6.2. Cálculo de los costos directos
Los costos directos comprenden aquellos conceptos asociados con los materiales, equipos y
mano de obra directa para la ejecución de la obra. Se compone de dos subtemas que son la
procura de materiales y los servicios de construcción propiamente dicha.
a) Conductores
El costo total de los conductores depende de tipo de cable, la sección transversal y el
número de conductores que lo conforman y será igual a:
𝐶𝐶𝑜𝑛𝑑 = 𝑁 ∗ 1000 ∗ 𝑄𝐸𝑖 ∗ 𝑃𝐶𝑜𝑛𝑑
Donde,
Ccond: precio del en [$/km]
N: número de conductores por fase
QEi: longitud de cable por km de línea [m]
Pcond: precio del conductor en [$/m]
En el caso de las líneas de distribución, en el ANEXO I se presentan los costos de referencia
de los materiales clave.
b) Estructura
La estimación del costo base considera que la línea se desarrolla en terreno normal con una
proporción de estructura en su mayoría de suspensión. En el caso de líneas que se
desarrollen en zonas urbanas donde en general la participación de estructuras de amarre es
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
59
mayor, se debe reflejar en el costo unitario del poste y adicionalmente se considera un vano
entre 30-50m. En el caso de zonas rurales, la composición predominante es de estructuras
de suspensión (salvo el caso de terrenos montañoso que puede incrementarse la cantidad
de estructuras de amarre) y el vano medio es generalmente mayor entre 50-70m.
b.1) Poste
En el caso de las estructuras de distribución pueden ser de tres clases postes:
 Concreto
 Madera
 Metálico
El costo del poste se valorizará en cada caso por unidad, considerando una cantidad
promedio por km de línea.
𝐶𝑡𝑜𝑡𝑝 = 𝐶𝑝 ∗ 𝑄𝑝
Donde,
Ctotp: costo total de postes por km
Cp: costo del poste [$/Ud.]
Qp: cantidad de estructuras por km
La cantidad de postes será igual a:
𝑄𝑝 =
1000
𝑉𝑚
Donde,
Vm: vano medio expresado en [m]
Vm: vano medio expresado en [m]
b.2) Aisladores
Se valorizarán los aisladores considerando la tecnología utilizada:
 Cerámicos tipo pin
 Poliméricos
El costo de los aisladores se calculará considerando la cantidad por unidad de longitud, para
cada una de las estructuras componentes de la línea, es decir:
𝐶𝑡𝑜𝑡𝑎 = 𝐶𝑎 ∗ 𝑄𝑎
Donde,
Ctota: costo total de aisladores por km
Ca: costo del aislador [$/Ud.]
Qa: cantidad de aisladores por km
En el caso de los aisladores de alineación o suspensión y los de retención, se deberá
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
60
considerar un precio promedio en función de las participaciones por clase de postes
adoptados en el punto anterior.
b.3) Cruceta, herrajes y accesorios
El costo de la cruceta, herrajes y accesorios para la conexión de los cables conductores y
aisladores, así como para la sujeción de las crucetas se considera como porcentaje de los
costos del conductor, poste y aisladores.
Tabla 27. Costos de estructuras en líneas de distribución
Estructura
Cruceta, herrajes y accesorios
%
Valor de referencia
40%
Costo conductores, poste
y aisladores
Estos elementos de conexión comprenden principalmente, el conjunto de herrajes de la
cadena de aisladores, grampas de sujeción, entre otros.
c) Obra Civil y Montaje
La obra civil comprende el trabajo topográfico y de adecuación del terrenos, y como principal
actividad el desarrollo de las fundaciones de las estructuras soporte de la línea para lo cual
se debe realizar:
 Obra civil:
o Excavaciones
o Cimentación
o Montaje de fundación metálica
o Instalación de poste de concreto, madera o metálico
 Montaje
o Limpieza de franja de paso
o Trabajos preliminares
o Montaje de poste
o Armado de cruceta
o Instalación de aisladores
o Tendido, regulado y amarre de conductores
o Instalación puesta a tierra
Los factores a considerar son los siguientes:
Tabla 28. Obra civil en líneas de distribución
Obra civil
Obra civil y montaje
%
Valor de referencia
55%
Costo conductores y
estructura
Los costos incluyen la maquinaria y equipos necesarios para el montaje y tendido de
conductores.
Se considera que la línea se desarrolla en un terreno normal o con ondulaciones que no
requiere la instalación de estructuras especiales. El costo de las fundaciones está previsto
para un suelo normal con fundación tipo bloque de concreto con malla metálica.
Para el caso de terreno abrupto o suelo especial que requiera fundaciones especiales (como
por ejemplo pilotadas) se aplicará un factor de ajuste por variables exógenas definidos en
esta metodología.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
61
7.6.3. Cálculo de los costos indirectos
Los costos indirectos no están asociados directamente al proceso productivo pero que
resultan necesarios para el desarrollo de la obra. Los mismos se determinan como
porcentaje de los costos directos (equipos, materiales, obra civil y montaje), considerando
los siguientes valores de referencia:
Tabla 29. Costos indirectos en líneas de distribución
Costos indirectos
%
Valor de referencia
Diseño e Ingeniería
5%
Costo directos
Inspección
5%
Costos directos
Administración
10%
Costos directos
Diseño e ingeniería incluye la ingeniería conceptual y de detalle, así como el replanteo
definitivo de la obra.
7.6.4. Otros costos directos
Otros costos directos incluyen conceptos asociados con los costos directos, pero que su
cómputo puede pero no están asociados al proceso productivo. Estos costos se determinan
como porcentajes de valores de referencia de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 30. Otros costos indirectos en líneas de distribución
Otros Costos Directos
%
Valor de referencia
Flete, Seguros y Aduana
34%
Costo de conductores,
aisladores y materiales
importados
Transporte terrestre
6%
Costo de fletes, seguros y
aduana
Contingencias
10%
Costos de obra civil y
montaje
El transporte terrestre considera una provisión por el acarreo de materiales desde el puerto
de entrega hasta el lugar de la obra.
Las contingencias se determinan sobre el costo de la obra civil y el montaje, asumiendo que
en el caso de los materiales y equipos se minimiza la posibilidad de contingencias
considerando una adecuada realización de la ingeniería de detalle.
7.6.5. Costos no incluidos
Para la determinación de los costos de inversión de líneas de distribución, no se consideran
aquellos asociados con permisos, derechos de paso, terrenos y beneficios del contratista.
No se incluyen impuestos municipales, estatales o nacionales.
7.7.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE CABLES SUBTERRÁNEOS DE DISTRIBUCIÓN
La estimación de costos de cables subterráneos de distribución se realiza a partir de las
tablas de cantidad de materiales y equipos para las distintas tipologías, considerando un
costo estándar adoptado a partir de valores medios de las referencias disponibles tanto
locales como internacionales.
Las cantidades de cables se deben incrementar en un 10% por pérdidas y reservas durante
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
62
la construcción. Se deberá considerar en el cómputo si se trata de un cable trifásico o tres
cables monofásicos para cada circuito. En el caso de cables monofásicos, generalmente se
considera un cuarto cable de reserva se debe incluir en la estimación.
7.7.1. Estructura analítica de costos
La estructura analítica para la estimación de costos estará compuesta de la siguiente
manera:
A. Costos directos
 Cable subterráneo
 Obra civil y montaje
o Apertura, encajonado, tapado y compactado de zanjas
o Retiro de materiales no aptos o sobrantes a depósito.
o Cateos para la localización de cañerías o de redes existentes.
o Sujeción o desvíos transitorios de redes existentes.
o Excavación y construcción de cámara o del muro
o Colocación de ductos
o Tendido de cable, empalmes y terminales
o ¿
B. Costos indirectos
 Gestión de obra
 Servicios técnicos
o Topografía
o Geología
 Ingeniería
o Proyecto básico
o Proyecto ejecutivo
 Administración general
C. Otros costos
 Flete, Seguros y Aduana
 Transporte terrestre
 Estudios EIA
 Contingencias
7.7.2. Cálculo de los costos directos
Los costos directos comprenden aquellos conceptos asociados con los materiales, equipos y
mano de obra directa para la ejecución de la obra. Se compone de dos subtemas que son la
procura de materiales y los servicios de construcción propiamente dicha.
a)
Cable
El costo total de los cables depende de la clase de conductor y aislación, la sección
transversal y el número de conductores que lo conforman y será igual a:
𝐶𝐶𝑜𝑛𝑑 = 1.1 ∗ 𝑁 ∗ 1000 ∗ 𝑄𝐸𝑖 ∗ 𝑃𝐶𝑜𝑛𝑑
Donde,
Ccond: precio del en [$/km]
N: número de conductores por fase
QEi: longitud de cable por km de línea [m]
Pcond: precio del conductor en [$/m]
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
63
Se incluye dentro de este ítem la colocación de empalmes y terminales estimando
adoptando:
Tabla 31. Empalmes y terminales en cables de distribución
Accesorios cable
%
Valor de referencia
Empalmes y terminales
7%
Costo del cable
En el caso de los cables subterráneos de distribución, en el ANEXO I se presentan los
costos de referencia de los materiales clave.
b)
Obra Civil y Montaje
La obra civil tiene un fuerte impacto en la estimación de costos de cables subterráneos y
comprende el trabajo topográfico, zanjeo y canalizaciones y adecuación de veredas y vías, y
como principal actividad el refuerzo de las canalización y fijación de ductos.
Se estimaron los costos asociados con las tres actividades principales adoptando los
siguientes valores referenciales:
Tabla 32. Obra civil en cables de distribución
Obra civil y montaje
%
Valor de referencia
Remover y reponer vereda
80%
Costo cable y accesorios
Remover y reponer vereda
60%
Costo cable y accesorios
Remover y reponer vereda
50%
Costo cable y accesorios
Tendido de cables
30%
Costo cable y accesorios
Los costos incluyen la maquinaria y equipos necesarios para el montaje y tendido de
conductores.
Se considera que el cable subterráneo se desarrolla en un terreno normal o con
ondulaciones que no requiere la instalación de estructuras especiales. El costo de las
canalizaciones está previsto para un suelo normal con terminaciones de mampostería. En el
caso de desarrollarse excavaciones en zonas con afloramiento de agua, se deberá
considera en el factor de terrenos dicho costo.
7.7.3. Cálculo de los costos indirectos
Los costos indirectos no están asociados directamente al proceso productivo pero que
resultan necesarios para el desarrollo de la obra. Los mismos se determinan como
porcentaje de los costos directos (equipos, materiales, obra civil y montaje), considerando
los siguientes valores de referencia:
Tabla 33. Costos indirectos en cables de distribución
Costos indirectos
%
Valor de referencia
Diseño e Ingeniería
5%
Costo directos
Inspección
5%
Costos directos
Administración
10%
Costos directos
Diseño e ingeniería incluye la ingeniería conceptual y de detalle, así como el replanteo
definitivo de la obra.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
64
7.7.4. Otros costos directos
Otros costos directos incluyen conceptos asociados con los costos directos, pero que su
cómputo puede pero no están asociados al proceso productivo. Estos costos se determinan
como porcentajes de valores de referencia de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 34. Otros costos directos en cables de distribución
Otros Costos Directos
%
Valor de referencia
Flete, Seguros y Aduana
34%
Costo de conductores,
aisladores y materiales
importados
Transporte terrestre
6%
Costo de fletes, seguros y
aduana
Contingencias
20%
Costos de obra civil y
montaje
El transporte terrestre considera una provisión por el acarreo de materiales desde el puerto
de entrega hasta el lugar de la obra.
Las contingencias se determinan sobre el costo de la obra civil y el montaje, asumiendo que
en el caso de los materiales y equipos se minimiza la posibilidad de contingencias
considerando una adecuada realización de la ingeniería de detalle. Se incrementó el
porcentaje de contingencias en obras subterráneas debido a que para dichas obras resulta
dificultoso determinar los obstáculos existentes.
7.7.5. Costos no incluidos
Para la determinación de los costos de inversión de cables de distribución, no se consideran
aquellos asociados con permisos, derechos de paso, terrenos y beneficios del contratista.
No se incluyen impuestos municipales, estatales o nacionales.
7.8.
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
El presupuesto de las subestaciones de distribución se realiza a partir de las tablas de
cantidad de materiales y equipos para las distintas tipologías, considerando un costo
estándar de referencia adoptado a partir de valores medios de las referencias disponibles
tanto locales como internacionales.
7.8.1. Estructura analítica de costos
La estructura analítica para la estimación de costos estará compuesta de la siguiente
manera:
A. Costos directos
 Equipos
o Transformador de Distribución
o Equipos de seccionamiento y protección
 Estructura
o Poste de concreto, madera o metálico
o Herrajes y accesorios
o Puesta a tierra
 Obra civil
o Limpieza de terreno
o Ejecución de fundaciones
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
65
 Excavaciones
 Cimentación
o Cerramiento de protección
 Montaje
o Montaje de postes
o Instalación de puesta a tierra
o Inspección de materiales
B. Costos indirectos
 Gestión de obra
 Servicios técnicos
o Topografía
o Geología
 Ingeniería
o Proyecto básico
o Proyecto ejecutivo
 Administración general
C. Otros costos
 Flete, Seguros y Aduana
 Transporte terrestre
 Contingencias
7.8.2. Cálculo de los costos directos
Los costos directos comprenden aquellos conceptos asociados con los materiales, equipos y
mano de obra directa para la ejecución de la obra. Se compone de dos subtemas que son la
procura de materiales y los servicios de construcción propiamente dicha.
a)
Equipos
El costo de los equipos está compuesto por el o los transformadores y los equipos de
protección y seccionamiento y será igual a:
𝐶𝑇𝑟𝑎𝑓𝐷 = 𝑁 ∗ 𝑃𝑇𝑟𝑎𝑓𝐷
Donde,
CTrafD: costo del módulo de transformación [$/Ud.]
N: número de transformadores
PTrafD: precio del cada transformador en [$/Ud.]
En el ANEXO I se presentan los costos de referencia de los materiales clave.
b)
Estructura
La estructura de las subestaciones de distribución, dependerá de la clase, pudiendo tratarse
de una subestación tipo poste, biposte, a nivel (interior o exterior) o subterránea. La
estimación del costo base considera que la subestación se desarrolla en terreno normal.
b.1) Poste
En el caso de las estructuras de distribución pueden ser de tres clases postes:
 Concreto
 Madera
 Metálico
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
66
El costo del poste se valorizará en cada caso por unidad, considerando la cantidad utilizada
para cada puesto de transformación.
𝐶𝑡𝑜𝑡𝑝 = 𝐶𝑝 ∗ 𝑄𝑝
Donde,
Ctotp: costo total de postes por puesto
Cp: costo del poste [$/Ud.]
Qp: cantidad de postes
b.2) Equipos de protección y seccionamiento
Se considerarán los elementos de protección y maniobra necesarios para la operación de la
subestación de distribución:
 Fusibles cut-out
 Seccionador
 Pararrayos
Se estima un costo total para el equipamiento utilizando precios de referencia presentados
en el ANEXO I de la presente metodología.
c)
Obra Civil y Montaje
La obra civil comprende el trabajo topográfico y de adecuación de terrenos, y como principal
actividad el desarrollo de las fundaciones de las estructuras soporte de los componentes de
la subestación. En el caso que el transformador se encuentre montado sobre uno o dos
postes, corresponde a la fundación de los postes, pórticos y estructuras soporte.
Las actividades comprenden:
 Obra civil:
o Excavaciones
o Cimentación
o Montaje de fundación metálica
o Instalación de poste de concreto, madera o metálico
o Armado de pórticos (caso biposte)
 Montaje
o Trabajos preliminares
o Montaje de poste
o Armado de cruceta
o Instalación de aisladores
o Instalación de transformador y conexión
o Instalación puesta a tierra
Los factores a considerar son los siguientes:
Tabla 35. Obra civil en subestaciones de distribución
Obra civil y montaje
%
Valor de referencia
Fundación y base transformador
10%
Costo equipos y
estructura
Maquinarias y equipos para montaje
5%
Costo equipos y
estructura
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
67
Los costos incluyen la maquinaria y equipos necesarios para el montaje y tendido de
conductores.
Se considera que la subestación se desarrolla en un terreno normal o con ondulaciones que
no requiere la instalación de estructuras especiales. El costo de las fundaciones está
previsto para un suelo normal con fundación tipo bloque de concreto con malla metálica.
Para el caso de terreno abrupto o suelo especial que requiera fundaciones especiales (como
por ejemplo pilotadas) se aplicará un factor de ajuste por variables exógenas definidos en
esta metodología.
7.8.3. Cálculo de los costos indirectos
Los costos indirectos no están asociados directamente al proceso productivo pero que
resultan necesarios para el desarrollo de la obra. Los mismos se determinan como
porcentaje de los costos directos (equipos, materiales, obra civil y montaje), considerando
los siguientes valores de referencia:
Tabla 36. Costos indirectos en subestaciones de distribución
Costos indirectos
%
Valor de referencia
Diseño e Ingeniería
5%
Costo directos
Inspección
5%
Costos directos
Administración
10%
Costos directos
Diseño e ingeniería incluye la ingeniería conceptual y de detalle, así como el replanteo
definitivo de la obra.
7.8.4. Otros costos directos
Otros costos directos incluyen conceptos asociados con los costos directos, pero que su
cómputo puede pero no están asociados al proceso productivo. Estos costos se determinan
como porcentajes de valores de referencia de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 37. Otros costos directos en subestaciones de distribución
Otros Costos Directos
%
Valor de referencia
Flete, Seguros y Aduana
34%
Costo de conductores,
aisladores y materiales
importados
Transporte terrestre
6%
Costo de fletes, seguros y
aduana
Contingencias
10%
Costos de obra civil y
montaje
El transporte terrestre considera una provisión por el acarreo de materiales desde el puerto
de entrega hasta el lugar de la obra.
Las contingencias se determinan sobre el costo de la obra civil y el montaje, asumiendo que
en el caso de los materiales y equipos se minimiza la posibilidad de contingencias
considerando una adecuada realización de la ingeniería de detalle.
7.8.5. Costos no incluidos
Para la determinación de los costos de inversión de líneas de distribución, no se consideran
aquellos asociados con permisos, derechos de paso, terrenos y beneficios del contratista.
No se incluyen impuestos municipales, estatales o nacionales.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
68
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
69
8.
APLICACIÓN DE FACTORES POR VARIABLES EXÓGENAS
Para la estimación de costos, si bien se están definiendo costos Clase V, es importante que
se considere dentro del análisis inicial, potenciales factores de sobrecosto, de manera que
sean analizados con mayor detalle en las etapas subsiguientes del proceso de planificación.
Los factores exógenos corresponden a condiciones externas que no son gestionables por
CORPOELEC, pero que sin embargo tienen que ser consideradas a la hora de estimar el
costo de un proyecto puntual o evaluar alternativas. Los factores que se consideran o
estimar el costo considerarán factores exógenos para el análisis, que consideran variables
que modifican los costos los cuales comprenden:
 Factor geográfico – se trata de posibles modificaciones del diseño de la estructura
debido a la necesidad de reforzar o adaptar la misma por desarrollarse la obra en un
terreno montañoso con dificultad para el acceso.
 Factor suelo
 Factor ambiental
 Factor de estructura
Para la estimación del valor de cada uno de ellos, se recurrió a la información de referencias
internacionales6, de distintos países que publiquen con cierto detalle información de
instalaciones del sector eléctrico, adoptando los siguientes:
Tabla 38. Estimación de sobrecosto por factores exógenos
%
Valor de referencia para Líneas
de Transmisión
60%
Sobrecosto de obra civil
30%
Inspección de obra
50%
Sobrecosto de obra civil
10-20%
Sobrecosto total de la obra
*
Se aplicará sobre el costo de mano
de obra local cuando se utilicen
precios locales.
Factor exógeno
Factor geográfico
Factor suelo
Factor ambiental
Factor de estructura
Nota: * se define en función de la estructura real y la utilizada como referencia en dólares.
Estos factores se definirán en cada caso particular a estimar con base en experiencia
internacional y local.
Los factores geográficos se refieren a terrenos montañosos de difícil acceso que hace
compleja tanto la tarea misma de montaje, como el acarreo de los materiales necesarios y
en determinadas oportunidades requiere de equipos especiales, como por ejemplo, un
helicóptero. Esto sumado a que el diseño de las estructuras soporte debe ser reforzado
debido a los planos inclinados, hace que se deban considerar dentro de la estimación, un
factor de ajuste que tenga en cuenta estas particularidades.
Los factores de suelo, están asociados a las clases de suelo en las que se desarrollará la
obra. De acuerdo a la clase de suelo, las herramientas, equipos, recursos y tecnología de
fundación a utilizar. Por lo tanto afecta al costo de la ejecución de la fundación
principalmente. Es posible identificar tres clases de suelo:
 Limo, arcilla, arena y similares
6
Ver sección de referencias internacionales
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
70
 Tosca, roca descompuesta
 Roca sana, roca fisurada
Las primeras dos clases corresponden a materiales que pueden ser excavados con auxilio
de herramientas manuales normales (palas, picos, azadas, barras, etc.) o de pala
excavadora de hasta medio metro cúbico de capacidad. Por lo que no se aplica factor de
suelo incremental.
En cambio la tercera clase de suelo comprende a todos aquellos terrenos que no pueden
ser aflojados o rotos por medio de herramientas operadas a mano o que no pueden ser
extraídos con pala excavadora de medio metro cúbico de capacidad; por lo tanto en estos
casos se debería recurrir al uso de explosivos y/o sistemas de aire comprimido. Esto genera
un sobrecosto en el desarrollo de la fundación que debe ser considerado en la etapa inicial
de planificación y ajustado en las etapas posteriores de diseño conceptual y de detalle.
Los factores ambientales resultan difíciles de cuantificar, pero es necesario considerarlos en
las etapas iniciales, al menos sustentado mediante un análisis conceptual y cualitativo del
lugar donde se desarrollarán las obras, con base en experiencias anteriores y el
conocimiento que se disponga al momento de la estimación.
Respecto de los factores sociales y ambientales, la gestión social (frente a las comunidades
afectadas) y ambiental (relativa al impacto de las obras) en los proyectos de construcción,
en muchas ocasiones excede la capacidad de gestión de los contratistas del Estado,
teniendo en cuenta que las decisiones sobre estos aspectos están en manos de las
entidades públicas que tienen competencia sobre los distintos aspectos de los proyectos.
En muchas ocasiones, decisiones administrativas simples como la autorización para el
traslado de árboles o las decisiones para el manejo de los escombros, son adoptadas de
forma tardía e inoportuna lo que genera retrasos en la ejecución y dificultades para el
contratista por inconvenientes menores.
La gestión de compra y adquisición de los predios en los proyectos de construcción de vías
urbanas y carreteras interurbanas se ha convertido en uno de los principales problemas que
repercuten en el atraso de las obras viales, por cuanto el trámite dura más de lo previsto y
afecta el cronograma de ejecución.
En muchas ocasiones, la gestión social previa a la construcción de los proyectos es
deficiente o nula. Estas deficiencias generan dificultades durante la ejecución de los
proyectos en la medida en que pueden generar inconformidades sociales de grupos de
población (comerciantes, vecinos, usuarios, entre otras comunidades) que incluso se
pueden transformar en protestas sociales que terminan afectando la ejecución del proyecto.
Ante la inminencia de poder encontrarse una determinada obra frente a este tipo de
variables externas, se determinará un porcentaje que puede variar entre un 10-20%
respecto del valor total de la obra, quedando a criterio del estimador el porcentaje a adoptar.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
71
9.
FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN
Las fórmulas de actualización serán utilizadas para ajustar referencias locales de precios
anteriores para llevarlos a través del tiempo a un determinado momento de comparación o
de estimación de costo actual.
La metodología presentada se ha tomado como referencia de las licitaciones de materiales
que realiza la empresa UTE de Uruguay, qué básicamente define ponderadores para
variaciones de ciertos indicadores que dependen del equipo o material que se está
costeando.
La actualización de los precios se realizará mediante índices parametrizados, considerando
las participaciones de los presupuestos base de líneas de transmisión y subestaciones. La
fórmula considerará los componentes en moneda local y divisa, y la naturaleza de dichos
componentes para identificar el mejor indicador que representa la actualización del previo.
El precio actualizado estará dado por:
𝑃 = 𝑃𝑜 ∗ ∑ 𝑃𝑖 ∗
𝐼𝑖𝑎
𝐼𝑖0
Donde,
P: Precio actualizado
Po: Precio de referencia
Pi: Peso del indicador en el costo total
Ii0: Valor del indicador en el año de referencia
Iia: Valor del indicador para el año de actualización
Para cada uno de los componentes de las tipologías utilizadas para la estimación de costos,
se define una fórmula de actualización que considera las principales características y
naturaleza de los mismos. Para lo cual se desagregarán los costos de acuerdo a la moneda
de origen.
Fórmulas de Ajuste en Divisas
Equipos eléctricos
Equipos mecánicos Generación
Conductor ACSR
Conductor Al – Al
Conductor de Cu
Cable Subterráneo Al MT
Cable Subterráneo Cu MT
Perfiles para estrutura A°G°
Poste de concreto
Transformador de SED
FeSi/FeSio)
Transformador de SET
FeSi/FeSio)
Aisladores
P = Po (PPI/PPIo)
P = Po (PPI/PPIo)
P = Po (0.3 + 0.55 Al/Alo + 0.15 St/Sto)
P = Po (0.4 + 0.6 Al/Alo)
P = Po (Cu/Cuo)
P=Po(0.23+0.56Al/Alo+0.14Cu/Cuo+0.07MP/MPo)
P= Po (0.23+0.70Cu/Cuo+0.07MP/MPo)
P = Po (St/Sto)
P = P0 * (0.7 ICC1/ICC0 + 0.3 J1/J0)
P = Po (0.44 + 0.12 Fe/Feo + 0.22 Cu/Cuo + 0.22
P = Po (0.44 + 0.12 Fe/Feo + 0.22 Cu/Cuo + 0.22
P = Po (PPI/PPIo)
Fórmulas de ajuste en Moneda Local
Obra civil
P = P0 * (0.7 ICC1/ICC0 + 0.3 J1/J0)
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
72
Montaje
P = P0 * J1/J0
Donde,
St= Valor del acero "Latin América, Wire Rod Drawing Quality, del World Steel,
publicado por el Metal Bulletin, correspondiente al último día del mes anterior al de la
estimación.
Sto= Ídem al anterior correspondiente al mes anterior a la fecha de referencia.
Al= Valor del aluminio "Aluminium High Grade $, LME Cash Afternoon, unofficial,
vendedor", del Daily metal, London forward, publicado por el Metal Bulletin,
correspondiente al último día del mes anterior al de la estimación.
Alo = ídem anterior pero correspondiente al mes anterior a la fecha de referencia.
Cu= Valor del cobre "Cooper High Grade A $, LME Cash, unofficial, vendedor", del
Daily metal, London forward, publicado por el Metal Bulletin, correspondiente al
último día del mes anterior al de la estimación.
Cuo = ídem anterior pero correspondiente al último día del mes anterior al de la
estimación.
FeSi = Valor del índice CONV.GOES (Grain Oriented Electrical Steel) publicado por T
& D Europe (The European Association of the Electricity Transmision and Distribution
Equipment and Service Industry) en la página web: www.tdeurope.eu
correspondiente al cuarto mes anterior al mes de la entrega. Para el índice
CONV.GOES se considerará que el mismo está expresado en Euros.
FeSio= ídem anterior pero correspondiente al cuarto mes anterior al mes de la oferta.
Fe= Valor del hierro "Heavy plate: over 10 mm, vendedor" del World Steel, Latin
America, publicado por el Metal Bulletin, correspondiente al último día del mes
anterior al de la estimación.
Feo= ídem anterior pero correspondiente al último día del mes anterior al de la oferta.
ICC1 =”Índice de Precios a Nivel de Mayorista de Insumos y Maquinaria y Equipos de
la Construcción, Clasificado por Agrupaciones de Productos (Base: 1997=100)”,
renglón “Índice General Insumos”, publicado por el Banco Central de Venezuela,
correspondiente al mes anterior al de la realización del servicio.
ICC0 = ”Índice de Precios a Nivel de Mayorista de Insumos y Maquinaria y Equipos
de la Construcción, Clasificado por Agrupaciones de Productos (Base: 1997=100)”,
renglón “Índice General Insumos”, publicado por el Banco Central de Venezuela,
correspondiente al mes anterior al de la fecha de estimación,
J1 = Salario mínimo del grupo, subgrupo y categoría de actividad de que se trate,
establecidos en la Ley Orgánica del Trabajo (LOT) y la Convención Colectiva de
Trabajo de la Industria de la Construcción, correspondiente al mes anterior al de la
fecha de estimación.
J0 =Salario mínimo del grupo, subgrupo y categoría de actividad de que se trate,
establecidos en la Ley Orgánica del Trabajo (LOT) y la Convención Colectiva de
Trabajo de la Industria de la Construcción, correspondiente al mes anterior a la fecha
de referencia.
MP= Índice de materias plásticas en el país de origen correspondiente último día del
mes anterior al de la estimación.
MPo= Ídem al anterior correspondiente al mes anterior a la fecha de referencia.
PPI= Índice de Precios de Producción del país de origen a la fecha de la estimación
PPIo= Índice de Precios de Producción del país de origen de la fecha de referencia
del equipo
Se observa que algunas de las fórmulas paramétricas tienen un factor que no está afectado
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
73
por indicadores. Estos factores representan la porción del costo que no varía con la
variación de los precios de los componentes. Sin embargo, se podría plantear una fórmula
alternativa, en que la totalidad del costo este afectada por los indicadores de materiales de
acuerdo a su composición. Por ejemplo, para el caso de los caso de cables conductores
ACSR la fórmula sería la siguiente:
Fórmula con factor constante de 0.3
Conductor ACSR
P = Po (0.3 + 0.55 Al/Alo + 0.15 St/Sto)
Fórmula con ajuste de la totalidad del costo en función de los componentes:
Conductor ACSR
P = Po (0.85 Al/Alo + 0.15 St/Sto)
Analizando las fórmulas anteriores, la primera asume que el conductor posee un 30% del
costo que se puede asociar con la manufactura, el cual no depende de los elementos que lo
componen. Podría considerarse otra alternativa de afectar ese 30% por la variación del tipo
de cambio de la divisa, obteniendo la siguiente fórmula:
Fórmula con factor 0.3 afectado por la variación del tipo de cambio de la divisa
Conductor ACSR
P = Po (0.3 Tc/Tco + 0.55 Al/Alo + 0.15 St/Sto)
Podría darse un cuarto caso en el que el conductor sea de fabricación local, en tal caso el
factor asociado con la manufactura podría considerarse de la siguiente manera:
Fórmula con factor 0.3 afectado por la variación del ICC Mayorista.
Conductor ACSR
P = Po (0.3 ICC/ICCo + 0.55 Al/Alo + 0.15 St/Sto)
Este análisis puede hacerse extensivo al resto de las fórmulas paramétricas, las cuales
dependerán de los materiales que componen los equipos.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
74
10.
PRINCIPALES HALLAZGOS Y RECOMENDACIONES
Del análisis desarrollado resultan los siguientes hallazgos, los cuales servirán como base de
las recomendaciones y punto de partida para los próximos pasos:
 Se evidencia una dificultad en la obtención de referencias internas de precios de
manera sistematizada y centralizada, sin embargo mediante contactos o pedidos
internos hemos conseguido algunas que resultan muy valiosas para el análisis.
 Existen muchas referencias internacionales en las que se pueden encontrar costos
unitarios de instalaciones del sector eléctrico, muchas de ellas recientes y algunas
cuentan con una metodología que se mantiene y actualiza en el tiempo.
 La herramienta de costos basado en la estructura analítica resulta muy útil a la hora
de estimar costos de referencia y toma de decisiones y negociación de nuevas
obras, pero su estructura de componentes debe ser analizada o ajustada para cada
caso particular
 En el caso de generación, los valores de referencia se obtienen por suma global, sin
embargo el modelo permite reproducir una estructura de costos de referencia. Esta
estructura se debe revisar en cada caso según se trate de diferentes tecnologías.
 En el caso de subestaciones de transmisión, los costos son muy variables respecto
de la configuración según la cantidad de barras, celdas y potencia. Sin embargo, los
componentes de la estructura no varían significativamente entre subestaciones de
una misma tecnología.
 El modelo permite estimar costos de obras nuevas basadas en una lista acotada de
equipos más significativos y referencias internacionales de estructuras. Permite
también analizar una estructura de costos de referencia respecto de las internas de
CORPOELEC y realizar sensibilidades sobre los parámetros del modelado (%costos
indirectos, transporte, tipo de cambio, entre otros)
Como recomendaciones del estudio se presenta lo siguiente:
 Trabajar en un proyecto de normalización de los materiales que componen las
distintas UCEs, que incorpore las mejores prácticas internas de CORPOELEC
respecto de su implementación, y su actualización periódica
 Paralelamente se debe actualizar el plan de expansión de mediano/largo plazo para
orientar el desarrollo de la red eléctrica hacia los módulos que resulten eficientes
desde el punto de vista técnico-económico.
 Las dos recomendaciones anteriores serán la base para la estandarización de los
costos y su utilización posterior en la estimación
 Analizar la metodología de registro de compras por parte de procura, de manera que
dicha información resulte utilizable a los fines de la estimación de costos.
Adicionalmente, lograr que se puedan analizar costos por obras con un nivel de
detalle mínimo, al menos de acuerdo a la estructura de estimación que se está
presentando para las UCEs.
 Implementar los módulos necesarios para poder obtener información interna de
CORPOELEC de manera sistematizada y normalizada
 Implementar el proceso de estimación de costos dentro de la Unidad, de manera que
pueda realizarse bajo el principio de mejora continua (Planificar, Hacer, Revisar,
Actuar)
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
75
11.
BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA
Durante el desarrollo del estudio se consultó información pública sobre aspectos
metodológicos de la estimación de costos, como así también referencias de costos unitarios
las cuales fueron presentadas anteriormente y que se listan a continuación:
1. Electricity Generation Cost Model - 2011 Update Revision 1, Department for Energy
and Climate Change, UK August 2011, Parsons Brinckerhoff, Reino Unido
2. Electricity Generation Costs, Department of Energy and Climate Change, July 2013,
Reino Unido
3. Cost and performance data for power generation technologies, National Renewable
Energy Laboratory, February 2012, Black and Veach, Estados Unidos
4. Power Plants: Characteristics and Costs, November 2008, Stan Kaplan, CRS Report
for Congress, Estados Unidos
5. Estudio de Costos Estándares de la Industria Eléctrica, 2011, Grupo de Trabajo de
Costos de La Industria Eléctrica (GTCIE), Consejo de Electrificación de América
Central (CEAC)
6. Plan Indicativo Regional de la Expansión de la Generación, Octubre 2012, Grupo de
Trabajo de Planificación Regional (GTPIR), Consejo de Electrificación de América
Central (CEAC)
7. Costos indicativos de generación eléctrica en Colombia, Abril 2005, Unidad de
Planeación Minero-Energética, Colombia
8. Sistema de Transmisión Nacional Eléctrico Colombiano, diciembre de 2013, Unidad
de Planeación Minero-Energética, Colombia
9. Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión, 2013, Unidad de
Planeación Minero-Energética, Colombia
10. Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2013 – 2027 Tomos I, II y III,
Octubre 2013, Empresa de Transmisión Eléctrica SA (ETESA), Panamá
11. Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources in the
Annual Energy Outlook 2014, April 2014, US Energy Information Administration,
Estados Unidos.
12. Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants, April
2013, US Energy Information Administration, Estados Unidos.
13. Study of Equipment Prices in the Power Sector, Diciembre 2009, Energy Sector
Management Assistance Program (ESMAP), Estados Unidos
14. Resolución Excenta CNE N°94 EDELMAG, Marzo 2014, Comisión Nacional de
Energía, Chile
15. Resolução homologatória Nº 758, Enero 2009 y ANEXOS de Banco de Precios,
Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), Brasil.
16. Estudos para a licitação da expansão da transmissão - Plano de Expansão de Longo
Prazo 2019-2028, Agosto 2013, Empresa de Pesquisa Energetica, Brasil
17. AESO Recommendation Paper – Transmission Cost Accountability, Agosto 2012,
Alberta Electric System Operator, Canada
18. Review of the Cost Status of Major Transmission Projects in Alberta, Junio 2011,
Alberta Electric System Operator, Canada
19. AESO 2012 Long-term Outlook, 2012, Alberta Electric System Operator, Canada
20. Plan de Expansión 2010 y 2011 - Costos de Componentes de Transmisión, Autoridad
Nacional de los Servicios Públicos, Panamá.
21. Plan de Inversiones en Subtransmisión EDELNOR 2012-2022, Septiembre 2011, BA
Energy Solutions
22. Capital Costs for Transmission and Substations, Octubre 2012, Western Electricity
Coordinating Council, Estados Unidos.
23. Precios por obra solicitada, 2014, Comisión Federal de Electricidad, México
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
76
ANEXO I. LISTADO DE MATERIALES Y COMPONENTES DE LAS UCES
En principio se puede plantear la siguiente base de datos de materiales de referencia:
Equipos eléctricos de generación
Código
Descripción
Unidad
gen0001
Transformador elevador 10 MVA 13,8/69 kV
Ud.
gen0002
Transformador elevador 20 MVA 13,8/138 kV
Ud.
gen0003
Transformador elevador 30 MVA 13,8/138 kV
Ud.
gen0004
Transformador elevador 40 MVA 13,8/138 kV
Ud.
gen0005
Transformador elevador xxx MVA xxx/xxx kV
Ud.
gen0006
Transformador elevador xxx MVA xxx/xxx kV
Ud.
gen1001
Transformador de SSAA 300 kVA 13,8/0,40 kV
Ud.
gen1002
Transformador de SSAA xxx kVA 13,8/0,40 kV
Ud.
gen1003
Transformador de SSAA xxx kVA 13,8/0,40 kV
Ud.
gen1001
Transformador de SSAA 300 kVA xxx/xxx kV
Ud.
gen1005
Transformador de SSAA xxx kVA xxx/xxx kV
Ud.
gen1006
Transformador de SSAA xxx kVA xxx/xxx kV
Ud.
Equipos mecánicos en generación
Código
Descripción
Unidad
gen5001
CSG Generador – Turbina 10 MVA 13,8 kV
Ud.
gen5002
CSG Generador – Turbina xx MVA xx kV
Ud.
gen5003
CSG Generador – Turbina xx MVA xx kV
Ud.
gen5004
CSG Generador – Turbina xx MVA xx kV
Ud.
gen5005
CSG Generador – Turbina xx MVA xx kV
Ud.
gen6001
CC Generador
Ud.
gen7001
EO Generador
Ud.
gen8001
SO Solar
M2
CSG: Ciclo Simple Gas
CC: Ciclo combinado
EO: Eólica
SO: Solar
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
77
Equipos de conexión para Subestaciones Transformadoras de Transmisión
Código
Descripción
Unidad
sub0001
Interruptores a 400 kV
Ud.
sub0002
Seccionadores a 400 kV sin cuchilla de PT
Ud.
sub0003
Seccionadores a 400 kV con cuchilla de PT
Ud.
sub0004
Transformadores de potencial a 400 kV
Ud.
sub0005
Transformadores de corriente a 400 kV
Ud.
sub0006
Pararrayos a 400 kV
Ud.
sub1001
Interruptores a 230 kV
Ud.
sub1002
Seccionadores a 230 kV sin cuchilla de PT
Ud.
sub1003
Seccionadores a 230 kV con cuchilla de PT
Ud.
sub1004
Transformadores de potencial a 230 kV
Ud.
sub1005
Transformadores de corriente a 230 kV
Ud.
sub1006
Pararrayos a 230 kV
Ud.
sub2001
Interruptores a 138 kV
Ud.
sub2002
Seccionadores a 138 kV sin cuchilla de PT
Ud.
sub2003
Seccionadores a 138 kV con cuchilla de PT
Ud.
sub2004
Transformadores de potencial a 138 kV
Ud.
sub2005
Transformadores de corriente a 138 kV
Ud.
sub2006
Pararrayos a 138 kV
Ud.
sub3001
Interruptores a 115 kV
Ud.
sub3002
Seccionadores a 115 kV sin cuchilla de PT
Ud.
sub3003
Seccionadores a 115 kV con cuchilla de PT
Ud.
sub3004
Transformadores de potencial a 115 kV
Ud.
sub3005
Transformadores de corriente a 115 kV
Ud.
sub3006
Pararrayos a 69 kV
Ud.
sub4001
Interruptores a 69 kV
Ud.
sub4002
Seccionadores a 69 kV sin cuchilla de PT
Ud.
sub4003
Seccionadores a 69 kV con cuchilla de PT
Ud.
sub4004
Transformadores de potencial a 69 kV
Ud.
sub4005
Transformadores de corriente a 69 kV
Ud.
sub4006
Pararrayos a 69 kV
Ud.
Máquinas de Potencia para Subestaciones Transformadoras de Transmisión
Código
Descripción
maq0001
Autotransformador de potencia monofásico 400/115/34.5
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
Unidad
Ud.
78
kV 300 MVA
maq1001
Reactor
Ud.
maq2001
Capacitor
Ud.
maq3001
Regulador
Ud.
Celdas interiores para Subestaciones Transformadoras de Transmisión
Código
Descripción
Unidad
cel0001
Celdas de MT para 13.8 kV SF6
Ud.
cel0002
Celdas de MT para 13.8 kV SF6
Ud.
cel0003
Celdas de MT para 13.8 kV SF6
Ud.
cel0004
Celdas de MT para 13.8 kV SF6
Ud.
cel1001
Celdas de MT para 34.5 kV SF6
Ud.
cel1002
Celdas de MT para 34.5 kV SF6
Ud.
cel1003
Celdas de MT para 34.5 kV SF6
Ud.
cel1004
Celdas de MT para 34.5 kV SF6
Ud.
Conductores y cable de guarda para Líneas de Transmisión y Distribución
Código
Descripción
con0001
CABLE AL THW 4 AWG 7H PVC 1P 600V
m
con0002
CABLE AL THW 1/0 AWG 19H PVC 1P 600V
m
con0003
CABLE AL THW 4/0 AWG 19H PVC 1P 600V
m
con0004
CABLE AL THW 400 KCM 37H PVC 1P 600V
m
con0005
CABLE AL 4 AWG 7H, XLPELD-XLPEHD 1P 600V
m
con0006
CABLE AL 1/0AWG 19H XLPELD-XLPEHD1P 600V
m
con0007
CABLE AL 4/0AWG 19H XLPELD-XLPEHD1P 600V
m
con0008
CABLE AL 400KCM 37H XLPELD-XLPEHD 1P600V
m
con0009
CABLE AL CUADRUPLEX 4AWG 3P Y MENS 600V
m
con0010
CABLE AL CUADRUPLEX 1/0AWG 3P MENS 600V
m
con0011
CABLE AL CUADRUPLEX 4/0AWG 3P MENS 600V
m
con0012
CABLE AL 1350 4 AWG 7H XLPE 1P 600V
m
con0013
CABLE AL 1350 1/0 AWG 19H XLPE 1P 600V
m
con0014
CABLE AL 1350 4/0 AWG 19H XLPE 1P 600V
m
con0015
CABLE AL TRIPLEX 4AWG 2P Y MENSAJERO600V
m
con0016
CABLE AL TRIPLEX 1/0AWG 19H 2P/MENS 600V
m
con0017
CABLE AL TRIPLEX 4/0AWG 19H 2P/MENS 600V
m
con0018
CABLE AL 6201 1/0AWG 7H XLPE-HLDP 1P15KV
m
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
Unidad
79
con0019
CABLE AL 6201 4/0AWG 7H XLPE-HLDPE1P15KV
m
con0020
CABLE CONTROL CU-SN 12AWG 41H 7P PVC-MYLAR
m
con0021
CABLE CU CONCENTR 6AWG 7H 2P PVC-MALLA
m
con0022
CABLE CU 6 AWG 7H XLPELD-XLPEHD 1P
m
con0023
CABLE CU 1x2AWG 7H XLPED-XLPED 1P 600V.
m
con0024
CABLE CU 2/0AWG 19H 1P600V XLPELD-XLPEHD
m
con0001
CABLE AL THW 4 AWG 7H PVC 1P 600V
m
con0002
CABLE AL THW 1/0 AWG 19H PVC 1P 600V
m
con0003
CABLE AL THW 4/0 AWG 19H PVC 1P 600V
m
con0004
CABLE AL THW 400 KCM 37H PVC 1P 600V
m
con0005
CABLE AL 4 AWG 7H, XLPELD-XLPEHD 1P 600V
m
Estructuras para Líneas de Transmisión y Distribución
Código
Descripción
Unidad
estr0001
Perfil de Acero Galvanizado para Celosía
kg
estr2001
Poste de Concreto de 25.00 m suspensión
Ud.
estr2002
Poste de Concreto de 25.00 m retención
Ud.
estr3001
Aislador Disco de 10"
Ud.
estr4001
Aislador Horizontal Tipo Poste 138 kV
Ud.
estr4002
Aislador Horizontal Tipo Poste 115 kV
Ud.
estr4003
Aislador Horizontal Tipo Poste 69 kV
Ud.
Transformadores para Subestaciones de Distribución
Código
Descripción
trad0001
TRANSF 1F INTEMP 10kVA 7200V-120/240V
Ud.
trad0002
TRANSF 1F INTEMP 15kVA 7200V-120/240V
Ud.
trad0003
TRANSF 1F INTEMP 25kVA 7200V-120/240V
Ud.
trad0004
TRANSF 1F INTEMP 50kVA 7200V-120/240V
Ud.
trad0005
TRANSF 1F INTEMP 100kVA 7200V-120/240V
Ud.
trad0006
TRANSF 1F INTEMP 167kVA 7200V-120/240V
Ud.
trad0007
TRANSF 1F INTEMP 333kVA 7200V-120/240V
Ud.
trad0008
TRF 1F INTEMP 10kVA 4800X7200V-120/240V
Ud.
trad0009
TRF 1F INTEMP 15kVA 4800X7200V-120/240V
Ud.
trad0010
TRF 1F INTEMP 25kVA 4800X7200V-120/240V
Ud.
trad0011
TRF 1F INTEMP 50kVA 4800X7200V-120/240V
Ud.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
Unidad
80
trad0012
TRF 1F INTEMP 100kVA 4800X7200V-120/240
Ud.
trad0013
TRF 1F INTEMP 167kVA 4800X7200V-120/240
Ud.
trad0014
TRF 1F INTEMP 333kVA 4800X7200V-120/240
Ud.
trad0015
TRF 1F INTEMP 25kVA 4800X7200V-240/480V
Ud.
trad0016
TRANS 1F INTEM 50KVA 4.8X7.2KV-240/480V
Ud.
trad0017
TRANS 1F INTEM 100KVA 4.8X7.2KV-240/480V
Ud.
trad0018
TRANS 1F INTEM 167KVA 4.8X7.2KV-240/480V
Ud.
trad0019
TRF 1F INTEMP 100kVA 4800X7200V-277V
Ud.
trad0020
TRF 1F INTEMP 167kVA 4800X7200V-277V
Ud.
trad0021
TRF 1F INTEMP 333kVA 4800X7200V-277V
Ud.
trad0022
TRF 1F INTERCON INTEMP 333kVA 7200V-480
Ud.
trad0023
TRF 1F SUMERGIBLE 7200V-120/240V 100 kVA
Ud.
trad0024
TRF 1F SUMERGIBLE 7200V-120/240V 167 kVA
Ud.
trad0025
TRF 1F SUMERGIBLE 7200V-120/240V 250 kVA
Ud.
trad0026
TRF 1F SUMERGIBLE 7200V-120/240V 333 kVA
Ud.
trad0027
TRF 1F SUMERGIBLE 7200V-120/240V 500 kVA
Ud.
trad0028
TRF 1F SUMER 4800x7200V-120/240V 50 kVA
Ud.
trad0029
TRF 1F SUMER 4800x7200V-120/240V 100 kVA
Ud.
trad0030
TRF 1F SUMER 4800x7200V-120/240V 167 kVA
Ud.
trad0031
TRF 1F SUMER 4800x7200V-120/240V 250 kVA
Ud.
trad0032
TRF 1F SUMER 4800x7200V-120/240V 333 kVA
Ud.
trad0033
TRF 1F SUMER 4800x7200V-120/240V 500 kVA
Ud.
trad0034
TRF 1F SUMER 4800x7200V-240/480V 50 kVA
Ud.
trad0035
TRF 1F SUMER 4800x7200V-240/480V 100 kVA
Ud.
trad0036
TRF 1F SUMER 4800x7200V-240/408V 167 kVA
Ud.
trad0037
TRF 1F SUMER 4800x7200V-240/480V 500 kVA
Ud.
trad0038
TRF 3F SUM 300 kVA 4800x12470V-208Y/120V
Ud.
trad0039
TRF 3F SUM 500 kVA 4800x12470V-208Y/120V
Ud.
trad0040
TRF 3F SUM 750 kVA 4800x12470V-208Y/120V
Ud.
trad0041
TRF 3F SUM 500 kVA 4800x12470V-480Y/277V
Ud.
trad0042
TRF 3F SUM 2MVA 4800x12470V-480Y/277V GG
Ud.
trad0043
TRF 3F SUM 1MVA 4800x12470V-208Y/120V GG
Ud.
trad0044
TRF 3F SUM 500kVA 12470Y/7200V-480Y/277V
Ud.
trad0045
TRF 3F SUM 750kVA 12470Y/7200V-480Y/277V
Ud.
trad0046
TRF 3F SUM 1000kVA 12470Y/7200-480Y/277V
Ud.
trad0047
TRF 3F SUM 2MVA 12470Y/7200V-480Y/277V G
Ud.
trad0048
TRF 3F SUM 2MVA 12470Y/7200V-480Y/277V C
Ud.
trad0049
TRF 3F SUM 300kVA 12470Y/7200V-208Y/120V
Ud.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
81
trad0050
TRF 3F SUM 500kVA 12470Y/7200V-208Y/120V
Ud.
trad0051
TRF 3F SUM 750kVA 12470Y/7200V-208Y/120V
Ud.
trad0052
TRF 3F SUM 1000kVA 12470Y/7200-208Y/120V
Ud.
trad0053
TRF PEDEST 3F 12470/7200-208/120 1000kVA
Ud.
trad0054
TRF PEDEST 3F 12470/7200-208/120 150kVA
Ud.
trad0055
TRF PEDEST 3F 12470/7200-208/120 300kVA
Ud.
trad0056
TRF PEDEST 3F 12470/7200-208/120 500kVA
Ud.
trad0057
TRF PEDEST 3F 12470/7200-208/120 750kVA
Ud.
trad0058
TRF 1F T/SECO 333/444kVA 7200V-120V
Ud.
trad0059
TRF 1F T/SECO 500/667kVA 7200V-277V
Ud.
Metodología y fortalecimiento de la unidad de estimación de costos
82