ANEXO 1.

VALORACIÓN DE INVERSIONES EN GASODUCTOS, ESTACIONES DE COMPRESIÓN Y OTROS ACTIVOS.

1 Mecanismo de valoración

Para establecer el valor a reconocer por inversiones en gasoductos, estaciones de compresión y otros activos se utilizará el siguiente procedimiento, y en el mismo orden:

i. La Comisión realizará la revisión de la información para verificar que permita realizar la estimación del valor de referencia correspondiente. Como parte de esta revisión, se verificará si las características de los activos a valorar se encuentran dentro del rango de aplicación de los modelos de valoración de la Comisión para gasoductos y estaciones de compresión.

ii. Se determinará un valor de referencia con base en el modelo de valoración descrito en el numeral 2 del presente anexo para gasoductos, y en el numeral 3 para estaciones de compresión.

En el caso de activos distintos a gasoductos o estaciones de compresión, la comisión podrá contratar un Auditor para llevar a cabo la valoración de los activos, cuyo insumo podrá ser utilizado dentro de la estimación del valor de referencia y en las demás actividades que considere la Comisión.

La Comisión podrá aplicar costos eficientes de otros activos comparables u otros criterios de que disponga para determinar el valor a reconocer, si a partir de otra información disponible, la Comisión, en el marco del artículo 87 de la Ley 142 de 1994, identifica que el valor de referencia determinado según lo dispuesto en el inciso anterior puede trasladar costos ineficientes al usuario en los cargos de transporte, o dejar de reconocer costos eficientes al transportador.

iii. En caso de que los activos a valorar se encuentren por fuera de los rangos de aplicación de los modelos de valoración de gasoductos y de estaciones de compresión con que cuenta la Comisión, se recurrirá a otras fuentes de información, con el objetivo de contar con la mejor estimación posible de la valoración de estos activos.

iv.  Si el valor solicitado por el agente en el Anexo 2 de la presente resolución es menor o igual al valor determinado por la Comisión, el valor de referencia será el valor solicitado por el agente.

v. Una vez construido el activo se realizará la comparación entre el valor de referencia determinado en el literal ii, con el valor real declarado por el agente en el Anexo 3 de la presente resolución. La determinación del valor a reconocer en cargos se realizará mediante la comparación del valor real y del valor estimado, aplicando la banda de ajuste descrita mediante la siguiente ecuación:

 

Donde:

Valor ajustado de la inversión que será incluido dentro de los cargos de transporte. Este valor estará expresado en pesos colombianos.
Valor estimado mediante los modelos de valoración para gasoductos y estaciones de compresión de la Comisión o mediante la mejor información disponible, considerando lo establecido en el literal ii) del numeral 1 del presente anexo. Este valor estará expresado en pesos colombianos.
Valor real del activo determinado con base en la información reportada por el transportador en el formato del Anexo 3 de la presente resolución. Este valor estará expresado en pesos colombianos.

 

El proceso se puede resumir en la siguiente figura:

 

Figura 1. Mecanismo de valoración

 

2 Modelo de valoración de gasoductos de referencia

En este numeral se presenta el modelo de valoración que recoge las principales variables que determinan el costo de un gasoducto.

El modelo parte de valores estándar de gasoductos que tienen las condiciones constructivas más sencillas. Luego, a partir de multiplicadores, estas condiciones constructivas se ajustan a las condiciones a las que estarían expuestos. Por otro lado, en los cruces especiales, dada su complejidad específica en su desarrollo y valoración, se han calculado valores unitarios para los diferentes tipos de cruces.

En este anexo se explican los detalles del modelo que permitan a los agentes replicar su modelamiento para valorar gasoductos.

Para el entendimiento del modelo de valoración, se debe tener en cuenta que se utiliza como separador de miles el punto (.) y la coma (,) para los decimales.

 

2.1 Fuentes de información

El modelo de valoración de gasoductos toma elementos del modelo desarrollado por la Comisión en 2012, para estimar el valor eficiente de gasoductos que entraron en los cargos adoptados mediante las resoluciones CREG 110115 y 117 de 2011.

El modelo, además, se alimenta en su estructuración de análisis tomados de los resultados de los estudios:

a) Expert report: pipeline variable assessments: nit-900-034-993-1 – base cost of 50 kilometers 4- inch pipeline built in good conditions with variable assessments(International Construction Consulting, 2014).

b) Expert report: pipeline system useful life and Valuations; contract 2015-190”(International Construction Consulting, 2015).

c) Factores multiplicadores para trazado de ductos por media ladera(TIPIEL, 2017b).

d) Costos de construcción para cruces subfluviales, aéreos y sísmicos(TIPIEL, 2017a).

e) Valores de gasoductos que cumplieron la vida útil normativa ( Tipiel 2019)

Además, se tomó información de la circular CREG 028 de 2017, en la cual se recogió información de los costos de inversión de los agentes transportadores en gasoductos bajo las siguientes características:

a) Inclinación del gasoducto en todo el trazado: entre 0% y 5%

b) Tipo de suelo en todo el trazado: arcilloso

c) Tipo de vegetación en todo el trazado: estepa seca

d) Class location' en todo el trazado: tipo I

e) En el trazado no se requieren técnicas de manejo de nivel freático

f) En el trazado no hay cruces de cuerpos de aguag

g) En el trazado no hay cruces sísmicos

h) En el trazado no se utilizan técnicas constructivas de doble junta

i) Para diferentes longitudes desde 100m hasta 150 kms

j) Diámetros desde 2” a 36”, dicha información fue remitida por las empresas:

Las siguientes empresas remitieron información:

a) Coinogas

b) Progasur

c) Promigas

d) Promioriente

e) TGI

f) Transmetano

Los valores base, considerando la fecha de reporte de la circular CREG 028 de 2017, están definidos a diciembre de 2016.

 

2.2 Proceso para valorar los gasoductos

El Proceso para determinación la valoración de gasoductos se puede resumir en la siguiente figura:

 

Figura 2–1 Proceso para valorar los gasoductos

Fuente: CREG.

 

2.3 Valor base ()

El valor base se obtuvo de varias fuentes de información descritas en el numeral 2.1, así como las valoraciones de gasoductos que cumplieron su vida útil normativa - VUN, valorados por Tipiel 2019. A partir de dicha información, se hicieron las regresiones respectivas y se determinaron las ecuaciones que permiten caracterizar el valor base.

Para determinar el valor base se debe consultar el valor incluido en Tabla 2–1. El valor base se calcula así

Donde:

Valor base [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
Coeficiente ver en matriz de valores base. Ver Tabla 2–1.[USD/m]
Coeficiente ver en matriz de valores base. Ver Tabla 2–1.[adimensional]
Longitud del gasoducto a valorar [m].4
Diámetro. [pulgadas].

 

En la Tabla 2–1 se presentan los coeficientes para calcular el valor base:

Fuente: Análisis Propios CREG.

 

2.4 Inclusión de costos ambientales sociales, de contingencia y de abandono 

Ahora es necesario incluir los costos ambientales, sociales y de contingencia, los cuales se incluyen mediante la siguiente expresión:

Donde:

Valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.

 Porcentaje costos asociados con la parte social y ambiental. Ver Tabla 2–2.

Porcentaje costos de abandono. Ver Tabla 2–2.

Porcentaje contingencia. Ver Tabla 2–2

Fuente: Análisis Propios CREG a partir de valoraciones Tipiel para activos que cumplieron VUN.

 

2.4.1 Costos adicionales o ahorros por variación en el precio de combustible 

El valor de la obra civil de los gasoductos depende, entre otras cosas, del costo del combustible que utilizan las maquinarias en la construcción. En esta parte se incluye la variación del precio del combustible utilizado teniendo en cuenta el valor de referencia del ACPM (cb1). Para ello, se utilizan las siguientes ecuaciones que permiten determinar el valor base afectado por el precio del combustible:

Donde:

Valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia, así como el efecto de la variación del combustible [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
Valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
Valor del ACPM en Colombia al usuario final en USD por galón estimado para la fecha de puesta en operación del proyecto en USD/galón diciembre de 2016.
Valor del ACPM considerando en el modelo 4,5 USD/galón.
Coeficiente. Ver Tabla 2–3.
Coeficiente. Ver Tabla 2–3.
Coeficiente. Ver Tabla 2–3.
Coeficiente. Ver Tabla 2–3.

 

En la Tabla 2–3 se presentan los coeficientes de las ecuaciones, así como el diámetro al cual se le puede aplicar la ecuación en términos de diámetros

   Fuente: Análisis Propios CREG.

 

2.5 Variables de modelamiento de complejidades en el trazado

En la siguiente matriz se presentan las variables incluidas en el modelamiento.

Fuente: CREG.

 

2.5.1 Incluir el efecto de los multiplicadores en el valor gasoducto 

Para determinar los multiplicadores a aplicar al valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia, así como el efecto de la variación del combustible –  se aplica la siguiente expresión:

Donde:

Valor base incluyendo los componentes de  y el efecto de los multiplicadores asociados a las complejidades del trazado. [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
Valor base incluyendo componente social ambiental, abandono y contingencia, así como el efecto de la variación del combustible [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
Multiplicador Suelo Arcilloso.
Longitud Suelo Arcilloso [m].
Multiplicador Suelo Arenoso.
Longitud Suelo Arenoso [m].
Multiplicador Suelo Rocoso.
Longitud Suelo Rocoso [m].
Multiplicador vegetación Tundra.
Longitud vegetación Tundra [m].
Multiplicador vegetación Bosque Templado.
Longitud vegetación Bosque Templado [m].
Multiplicador vegetación Selva Subtropical.
Longitud vegetación Selva Subtropical [m].
Multiplicador vegetación Desierto Árido.
Longitud vegetación Desierto Árido [m].
Multiplicador vegetación Estepa Seca.
Longitud vegetación Estepa Seca [m].
Multiplicador vegetación Sabana.
Longitud vegetación Sabana [m].
Multiplicador vegetación Selva Tropical.
Longitud vegetación Selva Tropical [m].
Multiplicador vegetación Tundra Alpina.
Longitud vegetación Tundra Alpina [m].
Multiplicador Localidad Clase 1.
Longitud Localidad Clase 1 [m].
Multiplicador Localidad Clase 2.
Longitud Localidad Clase 2 [m].
Multiplicador Localidad Clase 3.
Longitud Localidad Clase 3 [m].
Multiplicador Localidad Clase 4.
Longitud Localidad Clase 4 [m].
Multiplicador Terreno cultivado.
Longitud Terreno cultivado [m].
Multiplicador Terreno inclinado entre 0%-5%.
Longitud Terreno inclinado entre 0%-5% [m].
Multiplicador Terreno inclinado entre 5%-10%.
Longitud Terreno inclinado entre 5%-10% [m].
Multiplicador Terreno inclinado entre 10%-15%.
Longitud Terreno inclinado entre 10%-15% [m].
Multiplicador Terreno inclinado entre 15%-20%.
Longitud Terreno inclinado entre 15%-20% [m].
Multiplicador Terreno inclinado entre 20%-25%.
Longitud Terreno inclinado entre 20%-25% [m].
Multiplicador Terreno inclinado más de 25%.
Longitud Terreno inclinado más de 25% [m].
Multiplicador Doble junta.
Longitud Doble junta [m].
Multiplicador Área congestionada.
Longitud Área congestionada [m].
Multiplicador media ladera con pendiente media del 15%.
Longitud media ladera con pendiente media del 15% [m].
Multiplicador media ladera con pendiente media del 25%.
Longitud media ladera con pendiente media del 25% [m].
Multiplicador media ladera con pendiente media del 35%.
Longitud media ladera con pendiente media del 35% [m].

 

En la Tabla 2–4 se incluyen los coeficientes y las ecuaciones para calcular los diferentes multiplicadores incluyendo el rango de aplicación de las fórmulas para los diferentes diámetros - diam.


Fuente: CREG

 

En el desarrollo del estudio de (TIPIEL, 2017b) se incluyeron factores multiplicadores para media ladera, los cuales, además de ser función del diámetro, son dependientes de la longitud que se construye en media ladera y son aplicables para longitudes entre 30 y 15.000 metros, los cuales son aplicables para inclinaciones de 15%, 25% y 35%. En la Tabla 2–5 y la Tabla 2–6 incluyen las ecuaciones para calcular dichos multiplicadores:

 

2.5.2 Costos de complejidades y su adición al valor del gasoducto .

Existen variables en el modelamiento que representan obras y equipos específicos en la intervención del trazado en lo referente a cruces especiales para los cuales se desarrolló un análisis puntual en el estudio de (TIPIEL, 2017a), cuyos tipos de cruces se listan a continuación:

a) Sumideros y Zanjas (Tabla 2–7)

b) Sistema de Aspiración (Tabla 2–7)

c) Ataguías (Tabla 2–8)

d) Cruces húmedos (Tabla 2–8)

e) Perforación Horizontal Dirigida (Tabla 2–9)

f) Cruces aéreos (Tabla 2–9)

g) Cruces sísmicos (Tabla 2–10)

En dichos casos el resultado del consultor incluyó tablas donde se identifican valores totales de los cruces desde 2” hasta 48” y desde 30 metros hasta 15 km, los cuales para ser incluidos en el modelo Tabla 2–7 a la Tabla 2–10. Se aclara que para las variables de estos cruces especiales relacionados previamente se aplicarán los porcentajes de la Tabla 2–25.

Para calcular el valor a adicionar al valor base  el costo de las complejidades se aplica las siguientes ecuaciones

 

Donde:

Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016.
Valor base incluyendo los componentes de  y el efecto de los multiplicadores asociados a las complejidades del trazado. [USD/pulgada/m] diciembre de 2016.
Diámetro [pulgadas].
Longitud total del gasoducto a valorar descontando la longitud de los cruces especiales[m].
Costo de Sumideros y Zanjas [USD] diciembre de 2016.
Costo de Sistema de Aspiración [USD] diciembre de 2016.
Costo de Ataguías [USD] diciembre de 2016.
Costo de Cruces húmedos [USD] diciembre de 2016.
Costo de Cruce sísmico [USD] diciembre de 2016.
Costo de Perforación Horizontal Dirigida [USD] diciembre de 2016.
Costo de cruce aereo [USD] diciembre de 2016.

Los costos de complejidades que al modelarlos se caracterizan por ecuaciones que dependen del diámetro y de la longitud tales como se presentan en las siguientes tablas: Los costos de complejidades que al modelarlos se caracterizan por ecuaciones que dependen del diámetro y de la longitud tales como se presentan en las siguientes tablas:

 

Tabla 2–7 Ecuaciones valorar complejidades 1

 


 

2.5.3 Costos de las Conexiones y su adición al valor del gasoducto 

Las conexiones pueden ser del tipo corte en frío (cold cut), corte en caliente (hot tap), conexión con tapón doble más hot tap y conexión con tapón doble más hot tap y bypass.

Estas conexiones se reconocen al transportador como parte de la inversión en transporte cuando se requieren para conectar un gasoducto loop o para conectar una extensión del gasoducto. De acuerdo con lo establecido en el reglamento único de transporte de gas natural, RUT, los costos de conexiones que benefician a un remitente en particular deben ser asumidos por dicho remitente.

A partir de la información disponible se puede establecer el costo de cada tipo de conexión como se muestra en la Tabla 2–11. Cabe anotar que la información disponible permite calcular directamente los valores para los diámetros de 4, 6, 12, 18, 24 y 30 pulgadas. Los valores para diámetros intermedios se obtuvieron con interpolación lineal. Las ecuaciones para determinar el valor del gasoducto incluyendo el costo de las conexiones

Donde:

Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016.
Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016.
Costo total conexión tapón doble más hot tap y bypass [USD] diciembre de 2016.
Costo total conexión tapón doble más hot tap [USD] diciembre de 2016.
Costo total conexión corte en caliente,hot tap [USD] diciembre de 2016.
Costo total conexión corte en frio,cold tap [USD] diciembre de 2016.

Tabla 2–11 Costo de conexiones (USD 2016).

Es importante señalar que las ecuaciones presentadas en la tabla permiten el calcular el valor de una conexión. Si existen varias conexiones, se deben calcular cada una con la ecuación correspondiente.

Este resultado corresponde a una estimación de costos clase 3 según la clasificación de costos generalmente aceptada en ingeniería8. El rango de exactitud esperado de esta estimación tiene una variación en el rango bajo de -10% a -20% y de +10% a +30% en el rango alto.

2.6 Actualización de valores de gasoducto

Los valores determinados hasta el numeral 2.5 están definidos en dólares americanos de diciembre de 2016. Sin embargo, para determinar los valores a otras fechas, es necesarios aplicarle indexadores. En el presente numeral se incluye el procedimiento para actualizar los valores. En el diagrama se presenta el proceso de actualización.

Figura 2–2 Proceso de actualización de valores

Fuente: CREG.

Este valor se considera que se compone de tres parámetros: costos del acero, costos de mano de obra, y otros costos. En concordancia, se establece la forma de actualizarlo para determinar su valor en dólares de una fecha base9. Para su actualización se debe considerar los siguientes dos casos posibles.

 

2.6.1 Definición de fechas para calcular la actualización

Para llevar a cabo la actualización es necesario incluir en el modelo de las siguientes fechas cuyas definiciones se incluyen a continuación:

a) fecha de entrada en operación del gasoducto : corresponde a la fecha que entro en operación el gasoducto y en caso de que sea distinta a la fecha que se definió en la base tarifaria se tomará esta última, solo se podrán valorar gasoductos cuya entrada operación sea posterior al 1 de enero de 200310.

b) fecha de valor base del modelo : Corresponde a diciembre de 2016.

c) fecha base valoración : corresponde a la fecha base definida en la metodología

d) fecha de evaluación del gasoducto : Corresponde a la fecha con la mejor información disponible11 para valorar los gasoductos que se pretenden construir.

2.6.2 Actualizar el valor de un gasoducto existente 

La valoración de un gasoducto que ya entró en operación comercial se actualiza a la fecha base, de acuerdo con la siguiente fórmula:

Donde:

Valor actualizado incluyendo componentes de , [USD] fecha base
Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016
Indexador actualización acero.
Indexador actualización mano obra
Indexador actualización otros costos

Las fórmulas para determinar los indexadores se incluyen en la Tabla 2–12.

Las variables utilizadas en las fórmulas de la Tabla 2–12. se incluyen a continuación:

Coeficiente indexador equivalente a 0,35.
Es el índice para actualización de precios del acero, CDSPDRBJ Index14 fuente Bloomberg, correspondiente al promedio simple del mes para la fecha de entrada en operación del gasoducto feop.
Es el índice para actualización de precios del acero, CDSPDRBJ Index15 fuente Bloomberg, correspondiente al promedio simple del mes para la fecha de valor base del modelo .
Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha base valoración .
Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha de entrada en operación del gasoducto feop.
Coeficiente indexador equivalente a 0,4.
Es el promedio simple de la tasa representativa del mercado durante el año correspondiente a la fecha de valor base del modelo .
Es el promedio simple de la tasa representativa del mercado durante el año correspondiente a la fecha de entrada en operación del gasoducto feop.
Corresponde al salario mínimo mensual legal vigente durante el año correspondiente a la fecha de entrada en operación del gasoducto feop.
Corresponde al salario mínimo mensual legal vigente durante el año correspondiente a la fecha de valor base del modelo 
Coeficiente indexador equivalente a 0,25.

Para la conversión del valor a pesos colombianos, se utiliza la siguiente expresión:

Donde:

Valor actualizado incluyendo componentes de , pesos colombianos de la fecha base.
Valor actualizado incluyendo componentes de , [USD] fecha base.
Tasa representativa del mercado de la fecha base.

2.6.3 Valorar un gasoducto que se pretende construir

La valoración de un gasoducto que se pretende construir se hará con la mejor información disponible al momento de la actualización. Mediante la siguiente expresión se actualiza a la fecha base:

Donde:

Valor actualizado incluyendo componentes de , [USD] fecha base.
Valor base incluyendo componentes de , así como el costo de las complejidades [USD] diciembre de 2016.
Indexador actualización acero.
Indexador actualización mano obra.
Indexador actualización otros costos.

Las fórmulas para determinar los indexadores se incluyen en la Tabla 2–13.

Las variables utilizadas en las fórmulas de la Tabla 2–13 se incluyen a continuación:

Coeficiente indexador equivalente a 0,35.
Es el índice para actualización de precios del acero, CDSPDRBJ Index[1] fuente Bloomberg, correspondiente al promedio simple del mes para la fecha de evaluación del gasoducto .
Es el índice para actualización de precios del acero, CDSPDRBJ Index[1] fuente Bloomberg, correspondiente al promedio simple del mes para la fecha de valor base del modelo .
Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha base valoración .
Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha de valor base del modelo .
Es el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, serie WPSFD41312 para la fecha de evaluación del gasoducto .
Coeficiente indexador equivalente a 0,4.
Es el promedio simple de la tasa representativa del mercado durante el año correspondiente a la fecha de valor base del modelo .
Es el promedio simple de la tasa representativa del mercado durante el año correspondiente a la fecha base valoración .
Corresponde al salario mínimo mensual legal vigente durante el año correspondiente a la fecha base valoración .
Corresponde al salario mínimo mensual legal vigente durante el año correspondiente a la fecha de valor base del modelo 
Coeficiente indexador equivalente a 0,25.

Para la conversión del valor a pesos colombianos, se utiliza la siguiente expresión:

Donde:

: Valor actualizado incluyendo componentes de  en pesos colombianos de la fecha base.
Valor actualizado incluyendo componentes de , [USD] fecha base.
Tasa representativa del mercado de la fecha base.

2.7 Reglas de aplicación de modelo

Para aplicar el modelo de valoración de gasoductos integrado en este numeral 2, se deben observar las siguientes reglas:

a) La longitud del valor base corresponde a la longitud total del gasoducto sin tener en cuenta la longitud de los cruces especiales.

b) Se deben observar las restricciones en la aplicación de las variables de multiplicadores y de complejidad en longitud y en diámetro, para situaciones en los cuales el gasoducto a modelar no se encuentre en dichos rangos, el agente deberá llenar la información de caracterización y señalar expresamente que no está dentro del rango de aplicación del modelo.

c) Para construcciones que se desarrollan en media ladera se podrán interpolar en caso de ángulos intermedios es decir entre 15º, 25º y 35º, si hay casos superiores a 35º se utilizara los multiplicadores de media ladera de 35º.

2.8 Restricciones de aplicación del modelo e información

Tal como se ha incluido a lo largo del presente numeral 2, en las diferentes tablas se han integrado rangos de aplicación para las diferentes fórmulas, en algunos casos para diámetros y en otro para longitudes. Complementario a ello, en la siguiente tabla se resumen las restricciones de aplicación del modelo.

X: en dichos casos no es factible aplicar la valoración con el modelo.

3 Valoración de estaciones de compresión

3.1 Información disponible

Como parte de los estudios requeridos para establecer la nueva metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural, en 2014 la Comisión realizó un estudio para actualizar el valor de algunos insumos utilizados por la CREG para estimar el valor eficiente de estaciones de compresión16.

3.2 Valores de referencia

En la Tabla 3–1 se muestran las principales variables que inciden en el costo de inversión en estaciones de compresión reciprocantes, y para distintos niveles de potencia instalada. Estos valores corresponden a los propuestos por el experto Calvin Peter Oleksuk en 2014, e incluyen el valor eficiente de elementos adicionales considerados necesarios para estaciones de compresión en Colombia. Estos elementos adicionales son enfriadores, edificios y bodegas, conexiones hot tap y pavimentación de vías. la desagregación de variables correspondientes a estaciones reciprocantes. Para estaciones de compresión centrifugas se presenta en la Tabla 3–2..

Tabla 3–1. Desagregación de variables que inciden en el costo estándar de inversión en estaciones de compresión reciprocantes

Fuente: Adaptado del informe presentado por Calvin Peter Oleksuk, publicado mediante la Circular CREG 081 de 2014

[1] Rubro considerado necesario en las estaciones de compresión en Colombia. Corresponde al 20,08% del valor del compresor, porcentaje obtenido con base en valores reconocidos por la CREG para estos rubros en valoraciones anteriores.

[2] Corresponde al 1,3% del valor del compresor más enfriadores. Este es el porcentaje reconocido por la CREG para este rubro en valoraciones anteriores.

[3] Corresponde a 19% de IVA y 5% de arancel sobre el valor del compresor más enfriadores. Procentajes reportados por la DIAN (E-2012-003178).

[4] Rubros considerados necesarios en las estaciones de compresión en Colombia. Corresponde al 9,13% del valor del compresor, porcentaje obtenido con base en valores reconocidos por la CREG para estos rubros en valoraciones anteriores.

Para valorar las unidades de compresión reciprocantes que componen las estaciones de compresión se debe aplicar la siguiente ecuación

Donde:

Valor total estación de compresión [USD2009]
: Valor unitario de cada unidad de compresión [USD2009/HP]
: Potencia unidad a valorar [hp]
: unidad de la estación a compresión a valorar
numero total de unidades de compresión a valorar

Tabla 3–2. Desagregación de variables que inciden en el costo estándar de inversión en estaciones de compresión centrífugas

Fuente: Adaptado del informe presentado por Calvin Peter Oleksuk, publicado mediante la Circular CREG 081 de 2014

[1] Rubro considerado necesario en las estaciones de compresión en Colombia. Corresponde al 20,08% del valor del compresor, porcentaje obtenido con base en valores reconocidos por la CREG para estos rubros en valoraciones anteriores.

[2] Corresponde al 1,3% del valor del compresor más enfriadores. Este es el porcentaje reconocido por la CREG para este rubro en valoraciones anteriores.

[3] Corresponde a 19% de IVA y 5% de arancel sobre el valor del compresor más enfriadores. Porcentajes reportados por la DIAN (E-2012-003178).

[4] Rubros considerados necesarios en las estaciones de compresión en Colombia. Corresponde al 9,13% del valor del compresor, porcentaje obtenido con base en valores reconocidos por la CREG para estos rubros en valoraciones anteriores.

Para valorar las unidades de compresión centrifugas que componen las estaciones de compresión se debe aplicar la siguiente ecuación

Donde:

Valor total estación de compresión [USD2009]
: Valor unitario de cada unidad de compresión [USD2009/HP]
: Potencia unidad a valorar [hp]
: unidad de la estación a compresión a valorar
numero total de unidades de compresión a valorar

Sobre las cifras que se calculan a partir de las ecuaciones se debe tener en cuenta lo siguiente:

i. La actualización de estas cifras se realizará con el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales (Serie ID: WPSFD41312).

ii. Se asume que los equipos correspondientes a compresor y enfriadores son importados y sobre ellos aplica IVA y arancel. La información disponible en la Comisión al momento de elaborar este documento indica que para estos equipos el IVA es del 19% y el arancel del 5%. Estos porcentajes se podrán ajustar a los valores vigentes al momento de valorar una estación para efectos tarifarios.

iii. Las ecuaciones tienen un rango de aplicación para unidades de compresión desde 1500-30,000HP

El resultado de aplicar la anterior ecuación corresponde a una estimación de costos clase 3 según la clasificación de costos generalmente aceptada en ingeniería17. El rango de exactitud esperado de esta estimación tiene una variación en el rango bajo de -10% a -20% y de +10% a +30% en el rango alto.

Los anteriores valores de referencia no incluyen infraestructura adicional que pueda requerirse en la estación de compresión por situaciones particulares tales como condiciones del terreno o gasoductos de conexión de longitudes apreciables. Esta infraestructura adicional se podrá evaluar en cada caso con la justificación debida que reporte el transportador.