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ESTUDIO TECNICO ECONOMICO DE LA PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA LOS
SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISION
ESTUDIO TECNICO ECONOMICO DE LA PROPUESTA DE TARIFAS Y COMPENSACIONES PARA LOS
SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISION
Diciembre 2004Diciembre 2004
CONTENIDOCONTENIDO
1. Generalidades
2. Descripción de las Instalaciones
3. Valorización de las Instalaciones
4. COyM de las Instalaciones
5. Cálculo de Compensaciones
6. Conclusiones
1. GENERALIDADES1. GENERALIDADES
Base LegalBase Legal
El Artículo 62º de la LCE establece que las compensaciones por el uso de las redes del Sistema Secundario de Transmisión serán reguladas por el OSINERG.
El Artículo 139º del RLCE, ... las compensaciones deberán ser equivalentes al 100% del Costo Medio anual de las instalaciones, estando definido el Costo Medio en la LCE como los costos totales correspondientes a la inversión, operación y mantenimiento para un sistema eléctrico, en condiciones de eficiencia.
2. Descripción de las Instalaciones
Ubicación GeográficaUbicación Geográfica
9%3%
• Concesión 6,303 km2
• Clientes: 341,597• Venta: 387 436 MWh
• Ayacucho• Huancavelica• Junin• Cerro de Pasco• Huánuco
MWh ClientesPERU
Mercado Regulado de ElectrocentroMercado Regulado de Electrocentro
MWH
ST 270%
ST 320%
ST 410%
ST 2 ST 3 ST 4
CLIENTES
ST 250%
ST 326%
ST 424%
ST 2 ST 3 ST 4
Año 2003
Estructura de la tarifa BT5 (actual)Estructura de la tarifa BT5 (actual)
5%64%
18.46
6.24
9.26
1.852.63
0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00
1
G TP SST VAD MT VAD BT
Cmt.S/./kWh
Pliego: Sistema Eléctrico Huancayo Nov-2004
SE MantaroSESE MantaroMantaro
SE Cobriza I
220 kV 66 kV
10 kV
55 k
m
66 kV
SECobriza II
SESECobriza IICobriza II
SEMachahuay
SESEMachahuayMachahuay
22,9 kV
51,78 km (ACSR 240 mm²)1,21 km
66 kVSE HuantaSE HuantaSE Huanta 3 MVA
66 kV
10 kV
SEAyacucho
SESEAyacuchoAyacucho15/15/4 MVA
22,9 kV
Pampalca, YauricánChurcampa
La Merced de ChupasEl Carmen, Paucarbambilla
Patacancha, LocrojaTunte, CcaranaccCconoc, Ccotoy
QuinuaTamboSan Miguel
3 MVA
10 kVSan Pedro Coris
Tantar4,16 kV 3 MVA10 kV Sistema de
Distribución
1 MVA
SE CangalloSE CangalloSE Cangallo3 MVA66 kV
Cangallo
Llusita
61,48
km(A
AAC
120 m
m²)
22,9 kV
Mollepata4,44 km
21,10 km (ACSR 240 mm²)
JulcamarcaVinchos
TambilloOcrosChumbes
Huancasancos
66 kV
Sistema Ayacucho – Huanta – CangalloSistema Ayacucho – Huanta – Cangallo
Sistema deDistribuciónAyacuchoHuamanguilla
MacachacraMaynayUyuvirca
LuricochaSan José de Secce
MayoccLa Merced
MarcasCaja Espíritu
Congalla+ 11 Localidades
Sistema HuancavelicaSistema Huancavelica
SEHuancavelica30/30/10 MVA
220 kV 60 kV
(AASC 4/0)32,9 km
60 kV
SE IngenioSE Ingenio
A4124Lircay
Acobamba
1
10 kV
22,9 kV
12,5 MVA
22 kV
A4111 A4112
Huancavelica Norte
SEPHuancavelica
Norte2.5 MVA
SEPHuancavelica
Norte2.5 MVA
22,9 kV
12.56 km
22 kVSEP
Rumichaca2,6 MVA
60 kVPSE
CastrovirreynaNorte
Huancavelica Ciudad
SE CaudalosaSE Caudalosa
22.9 kV
52,4 km
Sistema Tayacaja – Restitución Sistema Tayacaja – Restitución
SEPRestitución
SEPRestitución
33 kV 13,2 kV0,5MVA A4183 Eje
RestituciónA4182
Mantaro 0.38 kV
1
~
220 kV
C,H, Mantaro
SECampo Armiño
2x5/5/1
13,8 kV
33 kV
2 km33 kV 4 km
0.63 km
16 km
33 kV
33 kV
Tablachaca22,9 kV
2x1/06/0,6 MVA
10 kV
0,38 kVRepresa
Tablachaca
12 km (AASC 2/0 AWG)
33 kV
13,2 kV
SEPHuancayoccasa
SEPHuancayoccasa
1,0MVA
SEPTablachaca
SEPTablachaca
1,5MVA
33 kVPampas
A4142 A4141A4161 A4162Eje
TablachacP.S.E.Colcabamba
a
Sistema Pampas – San AntonioSistema Pampas – San Antonio
220 kV
10 kV
SESECOBRIZA ICOBRIZA I
27.69 Km (AAAC – 120 mm2)66 kV22.9 kV
SESEPAMPAS
10 kVPampas
San AntonioSan Balvin Pampas
PAMPAS66 kV
7/7/2 MVA
Sistema Huancayo – Valle del MantaroSistema Huancayo – Valle del Mantaro
SESEHuayucachiHuayucachi
220 kV
60 kV
60 kV
Sistema deDistribución
SE SalesianosSE Salesianos
10 kV14 MVA
8,24 km(AAAC 120 mm2)
SESEP.IndustrialP.Industrial
19,34 km
10 kV
10 kV
(AAAC 120 mm2)
SE JaujaSE Jauja60 kV
10 kV
15 MVA 7 MVA
5 MVA
33 kV
5,085 MW
10 kV
13,2 kV
7/ 7/ 3 MVA
Valle Norte
10 kV
10 kV
0,1 km
8 MVA
60 kV60 kV 9/ 7/ 3 MVA
13,2 kV
Huancayo Sur
13,2 kV 13,2 kV
Alto Ingenio 33 kV
32.46 km(AAAC 35 mm2)
39.15 km(AAAC 35 mm2)
33 kV0,63 MVA
(En Distribución1,0 MVA)
2x0.2 MVA(En Distribución
0,75 MVA)
13,2 kV
SE ComasSE Comas SE SE MapataMapata((AndamarcaAndamarca))
8,17
km
AA
SC
35m
m2
Ingenio
SE SE ConcepciónConcepción
6,43
km
(AA
AC
67.
5 m
m2)
8,24 km(AAAC 120 mm2) 3,21 km(AAAC 120 mm2)
3,21 km(AAAC 120 mm2) 24,51 km (AAAC 120 mm2)
33 kV
5 MVA
10 kV
14 MVA
SE SE InchoIncho60 kV
15 km
3 km
Huayucachi 2Huayucachi 2
13.2 kV
13,2 kV
SE ChupacaSE Chupaca SE SE HuariscaHuarisca
33 kV
2,5 MVA
13,2 kV
7.34 km(AAAC 67,5 mm2)
33 kV
1 MVA
SE SE ChalaChala NuevaNueva
12.89 km(AAAC 67,5 mm2)
13,2 kV
SE CaripaSE SE CaripaCaripa
SE CondorcochaSE SE CondorcochaCondorcocha
SEChanchamayo
10/4/7 MVA
SESEChanchamayoChanchamayo
10/4/7 MVA10/4/7 MVA
138 kV
44 kV 10 kV
12 km (AASC 300 MCM)20 MVA
14,21 km (ACSR 67.5 mm2)
61,57 km (AASC 67.5 mm2)
44 kV
22,9 kV
10/5/5 MVATarma
Palca, Palcamayp,
San Pedro de Cajas (*)
35 kVLa Merced
San RamónVitoc
22,9 kV
44 kV
Simsa
15 km
SENINATAMBO
SESENINATAMBONINATAMBO
Acobamba (*)
Sistema Tarma - ChanchamayoSistema Tarma - Chanchamayo
La MercedVilla Perené
San Luis de Shuaro
2,4 kV
~
SE Bellavista
5,46
2 kmChicla
SE Casapalca
50 kV
50 kV
Morococha
13,5
42 k
m 50 kV
50 kV
Sacco-ChuschiMarcavalle
SEAlambrón
0,86
7 km 220 kV
Paccha2,4 kV
SE Oroya NuevaSE Oroya Nueva
18,1
9 km
50 kVSE Pachachaca
PomacochaCHPachachaca
Calera
2,4 kV
69 kV
37,796 km
Pachacayo1 MVA
69 kV
63,923 km
SE ChumpeYauricocha
Oroya Antigua
SE Fundición50 kV
2.602 km
2.388 kmCHOroya
50 kV
MunicipalidadYauli Oroya
138 kV
SECaripa16
,986
km
37,2
50 k
m
CHMalpaso
Junín3 MVA 50 kV
27,433 km
50 kVCarhuamayo
22,944 km
22,944 km50 kV
SE Shelby HuarónHuayllay
SE Excelsior
18,116 km
11,668 km2,149 km
Smelter1.2 MVA
50 kV
50 kV
50 kV
0,8 kmC, de P, Antiguo
H,Mat,InfantilEsperanza
138 kVSE CarhuamayoSE Carhuamayo
53,4
88 k
m
13,8 kV
68,4
0 km
138 kV
CHYaupi
22,9 kV138 kV 138 kV
28,95 km (AAAC 240mm2)
60 kV
22,9 kV
39,630 km
Villa RicaOxapampa23,7 km
15/10/8 MVA
SE Paragsha IISE Paragsha II
SEParagsha I
SEParagsha I
13,2 kV
138 kV
138 kV29/35/20 MVA
San JuanPampa
ParagshaMiraflores
2,4 kV
3 MVA
13,2 kV
3x1,8 MVA
PSE Yauyos
50 kVChicrínPSE Huariaca
32 km
50 kV
0,5 MVA
RancasYurajhuanca
50 kV
GoyllarisquisgaPocobambaCurohogo
3 MW
1
29,0
94 k
m13,0
16 k
m
SE Malpaso
20,4
74 k
m
1,573 km
1,220 km
~
~
~
53,1
97 k
m14
,029
Km
SE ShelbyVicco
0.6 MVA
6.448 km
Volcan Rio Blanco
Andaychagua2 MVA
SE CasapalcaNorte
1,23
5 km
7,10
8 km
14,9
26 k
m2,
471
km
SE Mahr Tunel
SE San Cristobal 3,37
0 km
SE Muyupampa
64,683 km
Yuncan
2.468 km
SE AltoMarcavalle
3 MVA
50 kV
SE Curipata0.221 kW
Sistema Pasco - OxapampaSistema Pasco - Oxapampa
Pasco7 MVA
Sistema OxapampaSistema Oxapampa
A S.E. CARHUAMAYO
A S.E. CARHUAMAYO
138 kV
13,8 kV
CH YaupiCH Yaupi
22,9 kV
138 kV
138 kV28,95 km28,95 km
60 kV 22,9 kV
Villa RicaVilla RicaOxapampaOxapampa23,70 km23,70 km
15/10/8 MVA
~ 22,9 kV
20/3/20 MVA
3. Valorización de las Instalaciones
Proyección de la demanda
Se considera los registros del año 1998 al 2003 como base para proyectar las demandas registradas y coincidentes
Para la proyección de la demanda, se realizó en función a los parámetros del PBI e IPM, por representar una mayor correlación, luego se procedióa calcular una tasa de crecimiento promedio anual, por subestaciones de potencia.
La proyección se realizó hasta el año 2019 (15 años)
Proyección de la demanda
GWh 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 VANMAT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0AT 6 6 6 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 9 50MT 288 295 302 309 316 323 331 338 346 354 362 371 379 388 397 406 2383TOTAL 294 301 308 315 323 330 338 346 354 362 370 379 387 396 406 415 2434
Incremento promedio 2.3% anual
294
301
308
315
323
330
338
346
354
362
370
379
387
396
406
415
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Adaptaciones en la configuración del sistema eléctrico.
• Se agrega una línea en 33 kV Concepción – Ingenio, para completar el ramal Ingenio-Comas-Matapa
• Se redujo a un solo transformador trifásico de tres devanados en la SE Parque industrial 60/33/10 kV, anteriormente compuesta por tres transformadores (2 de 60/10 kV y 1 de 10/33 kV).
• Cambio de tensión de la LT Yaupi-Oxapampa de 138 a 60 kV.
• Se incluye la construcción de la Subestación Incho 60/10 kV, 14 MVA para atender demanda de la zona Este de Huancayo y aliviar la carga de las subestaciones Salesianos y P.Industrial (en el futuro).
Configuración de los sistemasadaptados
• Criterio de adaptación: atender la demanda del área de servicio considerando el menor costo de inversión y manteniendo la calidad del servicio.
• Horizonte de 30 años para el dimensionamiento de las instalaciones.
• Tensiones nominales: se estandarizaron a 138, 60, 33 y 22.9 kV.
• Topología: Se mantiene la topología de los sistemas existentes y el recorrido de las líneas.
Configuración de los sistemas adaptados
• Dimensionamiento de las líneas: Selección de la sección económica de los conductores basado en el valor presente de los costos de inversión.
• Dimensionamiento de los transformadores: carga proyectadas y un factor de uso máximo de 0.85. Tamaños estándar.
• Características técnicas: corresponden a criterios de diseño de instalaciones nuevas, según normas, estándares y tecnología actuales.
• Para verificar el dimensionamiento, operatividad y calidad: simulaciones de flujo de potencia.
Criterios de Calidad y Confiabilidad
• La definición de los criterios técnicos para los fines del presente estudio se basa en las Normas Técnicas de Calidad de Servicio Eléctrico (NTCSE), aprobado D.S. Nº 020-97-EM, y modificado mediante D.S. Nº 040-2001-EM
• Los parámetros de medición y sus tolerancias aplicables para el sistema de transmisión son:
a. Calidad de ProductoVariación de tensión en los puntos de suministro: ± 5% de la Tensión Nominal.
b. Calidad de SuministroTolerancias permitidas:N = 2 Interrupciones por semestre.D = 4 horas por semestre
Determinación de los costos de inversión eficiente
• Se diseñaron módulos estándar de líneas y subestaciones, representativas de las instalaciones existentes.
• Los parámetros básicos son: tensión nominal, ubicación geográfica.
• Para la valorización de los módulos se utilizaron precios de suministros, equipos, materiales, mano de obra, y otros que corresponden a precios actuales, basados en contratos de instalaciones similares recientes y precios de referencia de proveedores.
• Las instalaciones adaptadas fueron valorizadas según los costos de los módulos estándar.
CMI de las líneas de Transmisión
1 Huayucachi Salesianos 2 60 8.24 552,113.842 Salesianos Parque Industrial 2 60 3.21 176,633.083 Parque Industrial Chupaca 1 33 6.43 297,209.094 Chupaca Huarisca 1 33 7.34 340,257.845 Huarisca Chala Nueva 1 33 12.89 464,936.016 Parque Industrial Concepcion 1 60 19.34 764,438.247 Concepcion Ingenio 1 33 8.17 282,505.238 Ingenio Comas 1 33 32.46 746,322.249 Comas Matapa 1 60 39.15 1,239,744.27
10 Concepcion Xauxa 1 60 24.51 993,079.2611 Condorcocha Ninatambo 1 60 14.21 583,608.1912 Ninatambo Chanchamayo 1 60 61.57 2,651,765.4313 Cobriza II Machahuay 1 60 1.21 53,315.1214 Machahuay Huanta 1 60 51.78 1,611,097.9115 Huanta Mollepata 1 60 21.10 615,914.1316 Mollepata Ayacucho 1 60 4.44 355,048.6617 Mollepata Cangallo 1 60 61.48 1,477,663.3218 Campo Arminio Der.Huancayoccasa 1 22.9 4.00 173,325.4319 Der.Huancayoccasa Tablachaca 1 22.9 16.00 698,160.1820 Der.Huancayoccasa Huancayoccasa 1 33 0.63 92,886.6421 Cobriza I Pampas 1 60 27.69 601,968.1422 Ingenio Rumichaca 1 22.9 12.56 623,183.3823 Yaupi Oxapampa 1 60 28.95 519,359.7024 Oxapampa Villarica 1 22.9 23.70 986,553.2525 Der.A:Marcavalle A .Marcavalle 1 60 0.98 53,309.0326 Der.Cachapalca Sinaycocha 1 33 15.62 758,080.53
17,712,478.13
COSTO TOTAL (US$)
ANº
TERNASNº De
Longitud (km)
TENSION (kv)
CMI DE TRANSFORMACION ( 1 )COSTO TOTAL
(Miles US$)17289031023018592122427264208117122298173339111117128149
12201002750295
10 0,5
Incho 60 14
2,622
Pampas
Tablachaca
Huancavelica NorteRumichaca
33 1,5
10 2,5
60HuantaMachahuay
Huancayoccasa
2214
7
0,52
0,4
15
0,639
33
33
6033
60 3
17
0,5
60333333
3313,233
60
6060Parque Industrial
Salesianos
Jauja
Concepcion
HuariscaIngenioMatapa
Chumpe
RestitucionChala Nueva
ChupacaComas
Cangallo
SUBESTACION NIVEL DE TENSION( KV)
60
6060
POTENCIA( MVA )
Cobriza IIAyacucho 15
CMI DE TRANSFORMACION ( 2 )COSTO TOTAL
(Miles US$)21119810322525333626924130013418645417231728544659847
13 200
Condorcocha
Villa Rica 22,9
Pachacayo 60 13Goyllarisquizga
10
2015
TOTAL ( Miles US$)
6013,8
60
3
10
7637
1,20,6
2
POTENCIA( MVA )
60
NIVEL DE TENSION( KV)
6060
60
60
60602,4602,460
Chanchamayo
YaupiOxapampa
Centro de Control
Junin
Ninatambo
Alto MarcavalleCuripataChaprin
CarhuamayoSmelter Shelby
Andaychahua
SUBESTACION
Pasco 60 7
38 subestaciones + 2 celdas+ Centro de Control
Resumen del CMI
RUBRO MILES US $ %Líneas de Transmisión 17,712.48 57.30%Transformación (Incluye Celdas) 13,200.40 42.70%TOTAL 30,912.88 100.00%
4. COyM de las Instalaciones
Costos de O&M
• En el cálculo se considera dos criterios fundamentales:
• Asegurar la calidad del producto y calidad del servicio (con las restricciones previamente indicadas)
• Asegurar la operación de las instalaciones por 30 años.
• CO&M = Operación + Mtto . + gestión + seguridad
• Se tiene en cuenta todas las actividades que se requieren para la operación, mantenimiento y gestión eficiente y seguridad del sistema adaptado; tomando como referencia instalaciones adecuadamente conservadas, con equipos de tecnología actual.
• Se utilizaron precios de mercado actual para la mano de obra calificada y no calificada, herramientas, equipos, vehículos y suministros.
•• En el cálculo se considera dos criterios fundamentales:En el cálculo se considera dos criterios fundamentales:
•• Asegurar la calidad del producto y calidad del servicio Asegurar la calidad del producto y calidad del servicio (con las restricciones previamente indicadas)(con las restricciones previamente indicadas)
•• Asegurar la operación de las instalaciones por 30 años.Asegurar la operación de las instalaciones por 30 años.
•• CO&M = Operación + CO&M = Operación + MttoMtto . + gestión + seguridad. + gestión + seguridad
•• Se tiene en cuenta todas las actividades que se Se tiene en cuenta todas las actividades que se requieren para la operación, mantenimiento y gestión requieren para la operación, mantenimiento y gestión eficiente y seguridad del sistema adaptado; tomando eficiente y seguridad del sistema adaptado; tomando como referencia como referencia ininstalacionesstalaciones adecuadamente adecuadamente conservadas, con equipos de tecnología actual.conservadas, con equipos de tecnología actual.
•• Se utilizaron precios de mercado actual para la mano de Se utilizaron precios de mercado actual para la mano de obra calificada y no calificada, herramientas, equipos, obra calificada y no calificada, herramientas, equipos, vehículos y suministros.vehículos y suministros.
Resumen del costo de O&M
LINEAS SS.EE. CCO TOTALOPERACIÓN 0.00 428.04 11.28 439.32MANTENIMIENTO 179.58 388.23 61.31 629.11GESTION 22.95 51.43 4.75 79.12SEGURIDAD 103.56 142.61 14.10 260.27
Totales US$ 306.08 1,010.31 91.44 1,407.82
MILES DE US $
5. Cálculo de Compensaciones
Cálculo del peaje unitario (PSU)
• Se aplicó el siguiente procedimiento:• Para cada año del periodo 2004-2019 se calculó la anualidad del
Costo Medio de Inversión (CMI), a una tasa (a) del 12% y 30 años de vida útil.
• Se agregó el CO&M anual proyectado. • La suma CMI y CO&M constituye el Costo Medio Anual (CMA).• Se calcularon los Valor Presente (VP) de la energía y de los
CMA proyectados para 15 años, a una tasa de 12% anual.• El peaje unitario, expresado en US$/kWh, resulta de dividir el VP
de los CMA entre el VP de la energía.
Valor Presente de la Inversión
DETERMINACIÓN DE LOS PEAJES SECUNDARIOSPeríodo de Análisis: 2004 - 2019
VA PEAJE ANUAL (Miles US$) ELC ELC ADINELSA
ELC TOTALS/Pasco
ELC PASCO
TRANSMIISIÓN MAT - - - - TRANSFORMACIÓN MAT/AT - - - - TRANSMISIÓN AT 13 500 3 467 16 966 95TRANSFORMACIÓN AT/MT 13 006 2 313 15 320 3 346
VA DEMANDA (GWh) ELC S/PascoINDIV
ELC S/PascoACUM
ELC PascoINDIV
ELC PascoACUM
Energía MT 2 383 2 383 352 352Energía AT 50 2 434 352Energía MAT 0 2 434
Miles US$
Peaje unitario - acumulado
PEAJES UNITARIOS (ctvs.$/kWh) ELC ELC ADINELSA
ELC TOTALS/Pasco
ELC PASCO
TRANSMIISIÓN MAT - - - TRANSFORMACIÓN MAT/AT - - - TRANSMISIÓN AT 0,5547 0,1425 0,6972 0,0269 TRANSFORMACIÓN AT/MT 0,5458 0,0971 0,6429 0,9504
PEAJES ACUMULADOS (ctvs. $/kWh) ELC ELC ADINELSA
ELC TOTALS/Pasco
ELC PASCO
Alta Tensión (AT) 0,5547 0,1425 0,6972 0,0269 Media Tensión (MT) 1,1005 0,2396 1,3401 0,9773
PEAJES ACUMULADOS (ctms. S/./kWh) ELC ELC ADINELSA
ELC TOTALS/Pasco
ELC PASCO
Alta Tensión (AT) 1,8582 0,4774 2,3356 0,0901 Media Tensión (MT) 3,6867 0,8027 4,4893 3,2740
RESUMEN PEAJE
FIJACION TARIFAS Y COMPENSACIONES EN SST - AÑO 2004PEAJES SECUNDARIOS UNITARIOS PARA PROVINCIAS
ELECTROCENTRO S.A. (ctms. S/./kWh)
NIVEL TENSIÓN ELC ELC ADINELSA
ELC TOTALS/Pasco
ELC PASCO
Alta Tensión (AT) 1.8582 0.4774 2.3356 0.0901 Media Tensión (MT) 3.6867 0.8027 4.4894 3.2740
6. Conclusiones
El costo medio de Inversión del SST de Electrocentro S.A. asciende a 30 912 miles de US $ (17 712 miles de US$ en líneas y 13 200 miles de US$ en transformación que incluye 847 miles de US$ del Centro de Control).Los costos de Operación y Mantenimiento del sistema secundario de transmisión asciende a 1 408 miles de US $/año que representa el 4.56% del CMI.El cargo de peaje acumulado hasta Media Tensión por el uso del sistema secundario de transmisión de Electrocentro S.A. es igual a 4.4894 ctm S/./kWh.El cargo de peaje secundario por transmisión en AT resulta igual a 2.3356 ctm S/./kWh