proceso de fijación de las tarifas y compensaciones de instalaciones de transmisión no incluidas...

Proceso de Fijación de las Proceso de Fijación de las Tarifas y Compensaciones Tarifas y Compensaciones de Instalaciones de Transmisión no incluidas en la de Instalaciones de Transmisión no incluidas en la

última regulación de los SST y SCT aplicables para el última regulación de los SST y SCT aplicables para el período 2009-2013período 2009-2013

Recurso de Reconsideración contra la Recurso de Reconsideración contra la Resolución Resolución No.101-2010-OS/CD No.101-2010-OS/CD que aprobó las Compensaciones que aprobó las Compensaciones del Sistema de Transmisión de del Sistema de Transmisión de Luz del Sur asignado a Luz del Sur asignado a

la Generaciónla Generación

08 de junio de 201008 de junio de 2010www.luzdelsur.com.pe

““Llevamos más que luz”Llevamos más que luz”

1.1. Valorización de Terrenos.Valorización de Terrenos.

2.2. Compensación Reactiva (SVC).Compensación Reactiva (SVC).

Contenido del Recurso de ReconsideraciónContenido del Recurso de Reconsideración

1. Valorización de Terrenos1. Valorización de Terrenos

Consideraciones de Hecho

• En su propuesta, Luz del Sur considera que los valores de los terrenos En su propuesta, Luz del Sur considera que los valores de los terrenos correspondientes a las subestaciones Balnearios, Salamanca, correspondientes a las subestaciones Balnearios, Salamanca, Huachipa, Ñana y Chosica deben ser los vigentes, los cuales fueron Huachipa, Ñana y Chosica deben ser los vigentes, los cuales fueron sustentados con las correspondientes tasaciones.sustentados con las correspondientes tasaciones.

• En la etapa de Prepublicación el OSINERGMIN consideró los valores En la etapa de Prepublicación el OSINERGMIN consideró los valores de los terrenos incluidos en un estudio realizado el año 2002 y de los terrenos incluidos en un estudio realizado el año 2002 y utilizados para la fijación tarifaria del año 2003, es decir, no consideró utilizados para la fijación tarifaria del año 2003, es decir, no consideró los valores vigentes.los valores vigentes.

• Esta discrepancia fue objeto de una observación por parte de Luz del Esta discrepancia fue objeto de una observación por parte de Luz del Sur, en virtud de la cual se solicitó al OSINERGMIN recalcular la tarifa Sur, en virtud de la cual se solicitó al OSINERGMIN recalcular la tarifa utilizando los valores vigentes de los terrenos.utilizando los valores vigentes de los terrenos.


Consideraciones de Hecho (Cont.)

• OSINERGMIN en su Análisis de Opiniones y Sugerencias a la OSINERGMIN en su Análisis de Opiniones y Sugerencias a la Prepublicación de Tarifas y Compensaciones para las Cinco Celdas de Prepublicación de Tarifas y Compensaciones para las Cinco Celdas de 60 kV de Luz del Sur asignadas a la Generación, concluye que no 60 kV de Luz del Sur asignadas a la Generación, concluye que no corresponde acoger la solicitud y observación de Luz del Sur.corresponde acoger la solicitud y observación de Luz del Sur.


Fundamentos de Derecho

• El Reglamento de la LCE y la Norma Tarifaria establecen una clara El Reglamento de la LCE y la Norma Tarifaria establecen una clara diferencia de cómo se determina el Costo Medio Anual del Sistema diferencia de cómo se determina el Costo Medio Anual del Sistema Secundario de Transmisión asignado íntegramente a la Demanda Secundario de Transmisión asignado íntegramente a la Demanda (SSTD), de aquél asignado íntegramente a la Generación (SSTG).(SSTD), de aquél asignado íntegramente a la Generación (SSTG).

• Las Resoluciones N° 184 y 279-2009-OS/CD correspondientes al Las Resoluciones N° 184 y 279-2009-OS/CD correspondientes al procedimiento tarifario inicial, en el caso de Luz del Sur únicamente se procedimiento tarifario inicial, en el caso de Luz del Sur únicamente se ocuparon de los sistemas de transmisión de demanda (SSTD y SCTD). ocuparon de los sistemas de transmisión de demanda (SSTD y SCTD). Por el contrario, el presente procedimiento complementario trata sólo Por el contrario, el presente procedimiento complementario trata sólo de las instalaciones de Luz del Sur correspondientes al SSTG.de las instalaciones de Luz del Sur correspondientes al SSTG.

• Es decir, los procedimientos se han ocupado de instalaciones de Es decir, los procedimientos se han ocupado de instalaciones de naturaleza distinta, cuyos criterios y mecanismos de cálculo también naturaleza distinta, cuyos criterios y mecanismos de cálculo también son distintos.son distintos.


Fundamentos de Derecho (Cont.)

• Con respecto a la forma de Cálculo del Costo Medio Anual (CMA), el Con respecto a la forma de Cálculo del Costo Medio Anual (CMA), el artículo 139° del Reglamento de la LCE en su literal b), indica:artículo 139° del Reglamento de la LCE en su literal b), indica:

– El CMA del SSTD se calcula sobre la base del Peaje e Ingreso Tarifario El CMA del SSTD se calcula sobre la base del Peaje e Ingreso Tarifario Actualizado.Actualizado.

– El CMA del SSTG está conformado por la Anualidad de la Inversión y El CMA del SSTG está conformado por la Anualidad de la Inversión y Costos Estándares de Operación y Mantenimiento, siendo ambos Costos Estándares de Operación y Mantenimiento, siendo ambos componentes calculados sobre la base de componentes calculados sobre la base de costos estándares de mercado costos estándares de mercado vigentesvigentes..

2. Compensación Reactiva (SVC)2. Compensación Reactiva (SVC)

• En los cálculos de las tarifas y compensaciones correspondientes a los En los cálculos de las tarifas y compensaciones correspondientes a los SST de Luz del Sur efectuados por el OSINERGMIN no han sido SST de Luz del Sur efectuados por el OSINERGMIN no han sido reconocidas las inversiones asociadas a la compensación reactiva, reconocidas las inversiones asociadas a la compensación reactiva, entre éstas el SVC de la subestación Balnearios y los capacitores de entre éstas el SVC de la subestación Balnearios y los capacitores de 10 kV instalados en las subestaciones AT/MT.10 kV instalados en las subestaciones AT/MT.

• El año 1999, la entonces Comisión de Tarifas de Energía calculó las El año 1999, la entonces Comisión de Tarifas de Energía calculó las tarifas de los SST de Lima en base a la topología de la red de tarifas de los SST de Lima en base a la topología de la red de transmisión existente a dicha fecha. En la valorización del VNR de la transmisión existente a dicha fecha. En la valorización del VNR de la subestación Balnearios no se incluyó el SVC instalado en dicha SET.subestación Balnearios no se incluyó el SVC instalado en dicha SET.

2. Compensación Reactiva (SVC) Cont.2. Compensación Reactiva (SVC) Cont.

COSTOS EFICIENTES DE TRANSFORMACION - GART Mayo 1999LIMA SUR

Subestación Relación de Unidades de Nivel

Transformación Transform. (MVA) Trafo Celdas 1 Celdas 2 Celdas 3 Alimentadores C. Control Total

Balnearios 220/60 kV 2 x 120 2 456 109 1 273 013 447 128 0 0 26 587 4 202 836 MAT/ATSan Juan 220/60 kV 2 x 120 2 456 109 949 828 344 641 0 0 23 877 3 774 455 MAT/ATSanta Rosa 220/60 kV 1 x 120 + 1 x 85 2 173 666 817 163 313 279 0 0 21 035 3 325 143 MAT/ATBalnearios 60/10 kV 3 x 25 1 199 027 670 691 292 913 0 1 619 267 24 077 3 805 975 AT/MTBarranco 60/10 kV 2 x 25 799 351 278 371 132 086 0 664 735 11 934 1 886 477 AT/MTBujama 60/10 kV 1 x 12,5 285 373 212 752 94 962 0 318 605 5 804 917 496 AT/MTChilca 60/2,3 kV 1 x 5 182 977 302 051 0 0 0 3 088 488 115 AT/MTChorrillos 60/10 kV 1 x 25 399 676 162 310 74 095 0 310 742 6 028 952 850 AT/MTChosica 60/10 kV 1 x 12,5 285 373 212 435 102 334 0 515 005 7 099 1 122 247 AT/MTGálvez 60/10 kV 2 x 25 799 351 342 122 157 810 0 1 374 026 17 019 2 690 328 AT/MTHuachipa 60/10 kV 1 x 17,2 333 231 116 442 58 513 0 294 470 5 110 807 766 AT/MTLa Planicie 60/10 kV 1 x 25 + 1 x 7 615 067 336 012 153 391 0 514 636 10 308 1 629 414 AT/MTLimatambo 60/10 kV 3 x 25 1 199 027 397 338 209 087 0 876 873 17 077 2 699 401 AT/MTLurín 60/10 kV 1 x 25 399 676 168 897 63 217 0 265 122 5 710 902 621 AT/MTNeyra 60/10 kV 3 x 25 1 199 027 306 457 152 353 0 894 522 16 249 2 568 608 AT/MTÑaña 60/10 kV 1 x 12,5 285 373 125 939 57 492 0 241 110 4 520 714 434 AT/MTPachacamac 60/10 kV 1 x 17,2 333 231 154 784 70 659 0 237 067 5 066 800 807 AT/MTPuente 60/10 kV 1 x 40 + 2 x 25 1 301 773 425 474 202 046 0 1 468 733 21 633 3 419 659 AT/MTSalamanca 60/10 kV 2 x 25 799 351 276 176 131 084 0 659 691 11 881 1 878 183 AT/MTSan Bartolo 60/10 kV 1 x 8,75 240 012 156 160 62 045 0 260 208 4 574 722 999 AT/MTSan Isidro 60/10 kV 2 x 25 799 351 300 846 158 297 0 995 805 14 352 2 268 650 AT/MTSan Juan 60/10 kV 1 x 17,2 333 231 172 321 61 628 0 206 767 4 927 778 875 AT/MTSanta Clara 60/22,9/10 kV 1 x 25 423 836 147 033 81 764 67 121 367 729 6 923 1 094 406 AT/MTSurco 60/10 kV 1 x 5 182 977 140 111 63 961 0 214 593 3 830 605 472 AT/MTVilla El Salvador 60/10 kV 1 x 25 399 676 129 645 62 963 0 475 304 6 797 1 074 384 AT/MTVilla María 60/10 kV 2 x 25 799 351 270 315 129 156 0 595 826 11 425 1 806 074 AT/MTMonterrico 60/22,9/10 kV 1 x 40 482 292 140 735 78 262 64 246 474 078 7 892 1 247 504 AT/MTSan Mateo 60/22,9/10 kV 1 x 10 330 292 265 836 185 246 118 657 0 5 730 905 760 AT/MTSanta Anita 60/22,9/10 kV 1 x 40 482 292 140 735 78 262 64 246 474 078 7 892 1 247 504 AT/MT

MAT/AT 11 302 435AT/MT 39 036 009Total 50 338 445

Inversión (US$)


• En la fijación tarifaria del año 2003, aprobada con la Resolución N° En la fijación tarifaria del año 2003, aprobada con la Resolución N° 103-2003-OS/CD y su modificatoria a través de la Resolución N° 153-103-2003-OS/CD y su modificatoria a través de la Resolución N° 153-2003-OS/CD, el OSINERGMIN consideró el SVC en los flujos de 2003-OS/CD, el OSINERGMIN consideró el SVC en los flujos de potencia para determinar el SEA, sin embargo, no lo consideró en el potencia para determinar el SEA, sin embargo, no lo consideró en el cálculo de los costos de inversión ni de operación y mantenimiento.cálculo de los costos de inversión ni de operación y mantenimiento.


Cuadro 4.5.4.1.a5 - VALORIZACION (MAT/AT)

SUBESTACION: Z+ BALNEARIOS (MAT/AT) TIPO 2

Proyección de cargas y número de celdas

AÑO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Carga total (MVA) 329,53 336,80 344,07 330,21 316,36 337,88 359,39 380,91 402,43 418,93 435,44 450,97 466,51 475,26 484,01

Potencia instalada en transformadores (MVA) 2x180/180/40 2x180/180/40 2x180/180/40 2x180/180/40 2x180/180/40 2x180/180/40 3x180/180/40 3x180/180/40 3x180/180/40 3x180/180/40 3x180/180/40 3x180/180/40 3x180/180/40 3x180/180/40 3x180/180/40

Celda de Trafo MAT/AT - 220 kV (db) 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Celda de Trafo MAT/AT - 60 kV (db) 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Celda de Línea 220 kV (db) 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Celda de Línea 60 kV (db) 10 10 11 11 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

Acoplamiento - 220 kV (db) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Acoplamiento - 60 kV (db), Int. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Valorización (en Miles US$)

AÑO C.U. 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Celdas

Celda de Trafo MAT/AT - 220 kV (db) 198,7 397,4 397,4 397,4 397,4 397,4 397,4 596,1 596,1 596,1 596,1 596,1 596,1 596,1 596,1 596,1

Celda de Trafo MAT/AT - 60 kV (db) 73,3 146,5 146,5 146,5 146,5 146,5 146,5 219,8 219,8 219,8 219,8 219,8 219,8 219,8 219,8 219,8

Celda de Línea 220 kV (db) 203,3 406,6 406,6 406,6 406,6 609,9 609,9 609,9 609,9 609,9 609,9 609,9 609,9 609,9 609,9 609,9

Celda de Línea 60 kV (db) 86,1 861,0 861,0 947,1 947,1 861,0 861,0 861,0 861,0 861,0 861,0 861,0 861,0 861,0 861,0 861,0

Transformadores

Transformador de Potencia 2.117,3 2.117,3 2.117,3 2.117,3 2.117,3 2.117,3 3.175,9 3.175,9 3.175,9 3.175,9 3.175,9 3.175,9 3.175,9 3.175,9 3.175,9

Acoplamientos

Acoplamiento - 220 kV (db) 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2 216,2

Acoplamiento - 60 kV (db), Int. 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0 78,0

Otros

Costo del Terreno 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0 3.750,0

Obras Civiles 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1 751,1

Pórtico 220 kV 98,1 490,4 490,4 490,4 490,4 588,4 588,4 686,5 686,5 686,5 686,5 686,5 686,5 686,5 686,5 686,5

Pórtico 60 kV

Sistema de Protección de Barra 220 kV 11,0 55,0 55,0 55,0 55,0 66,0 66,0 77,0 77,0 77,0 77,0 77,0 77,0 77,0 77,0 77,0

Sistema de Protección de Barra 60 kV 11,0 143,0 143,0 154,0 154,0 143,0 143,0 154,0 154,0 154,0 154,0 154,0 154,0 154,0 154,0 154,0

Servicios Auxiliares, Tableros y Comunicaciones60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2

Pruebas y Puesta en Servicio 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3

Total Costo Directo 9.478,1 9.478,1 9.575,2 9.575,2 9.790,5 9.790,5 11.241,2 11.241,2 11.241,2 11.241,2 11.241,2 11.241,2 11.241,2 11.241,2 11.241,2

INGENIERIA & SUPERVISION 6,0% 298,6 298,6 304,4 304,4 317,4 317,4 404,4 404,4 404,4 404,4 404,4 404,4 404,4 404,4 404,4

GASTOS GENERALES 3,5% 342,2 342,2 345,8 345,8 353,8 353,8 407,6 407,6 407,6 407,6 407,6 407,6 407,6 407,6 407,6

INTERESES INTERCALARIOS 5,8% 590,9 590,9 597,1 597,1 610,9 610,9 703,9 703,9 703,9 703,9 703,9 703,9 703,9 703,9 703,9

TOTAL CMI 10.709,8 10.709,8 10.822,6 10.822,6 11.072,6 11.072,6 12.757,1 12.757,1 12.757,1 12.757,1 12.757,1 12.757,1 12.757,1 12.757,1 12.757,1


Cuadro 4.5.4.1.a13 - VALORIZACION DE SUBESTACION (AT/MT)

SUBESTACION: Z BALNEARIOS (AT/MT) TIPO 3

Proyección de cargas y número de celdas

AÑO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Carga total (MVA) 66,1 68,2 70,3 72,6 74,9 77,3 79,7 82,2 84,9 87,6 89,2 81,0 83,9 86,9 90,0

Carga en 22,9 kV (MVA) 2,0 4,1 6,3 8,5 10,8 13,2 15,7 18,2 20,8 23,5 25,9 28,8 31,7 34,7 37,8

Carga en 10 kV (MVA) 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 63,3 52,2 52,2 52,2 52,2

Potencia instalada en transformadores1x40 +

1x45/45/251x40 +

1x45/45/251x40 +

1x45/45/251x40 +

1x45/45/251x40 +

1x45/45/251x40 +

1x45/45/251x40 +

1x45/45/251x40 +

1x45/45/251x45 +

1x45/45/251x45 +

1x45/45/251x45 +

1x45/45/251x45 +

1x45/45/251x45 +

1x45/45/251x45 +

1x45/45/251x45 +

1x45/45/25

Celda de Trafo AT/MT - 60 kV, Int. 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Celda de Trafo AT/MT - 22,9 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Celda de Trafo AT/MT - 10 kV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Celda de Línea 60 kV, Int. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Celda de Alimentador 22,9 kV 0 0 1 2 2 2 2 3 3 3 4 4 4 5 5Celda de Alimentador 10 kV 17 18 17 17 17 17 17 17 17 17 16 14 14 14 14Acoplamiento - 60 kV, Int.

Acoplamiento - 22,9 kV

Acoplamiento - 10 kV 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Valorización (en Miles US$)

AÑO C.U. 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Celdas

Celda de Trafo AT/MT - 60 kV, Int. 73,7 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4 147,4

Celda de Trafo AT/MT - 22,9 kV 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0

Celda de Trafo AT/MT - 10 kV 49,4 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8 98,8

Celda de línea 60 kV, Int. 90,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Celda de Alimentador 22,9 kV 33,1 0,0 0,0 33,1 66,2 66,2 66,2 66,2 99,3 99,3 99,3 132,4 132,4 132,4 165,5 165,5

Celda de Alimentador 10 kV 25,0 425,2 450,2 425,2 425,2 425,2 425,2 425,2 425,2 425,2 425,2 400,2 350,2 350,2 350,2 350,2

Transformadores

Transformador de Potencia 701,3 701,3 701,3 701,3 701,3 701,3 701,3 701,3 720,8 720,8 720,8 720,8 720,8 720,8 720,8

Acoplamientos

Acoplamiento - 60 kV, Int. 73,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Acoplamiento - 22,9 kV 29,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Acoplamiento - 10 kV 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0

Otros

Costo del Terreno 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5 262,5

Obras Civiles 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6 402,6

Pórtico 60 kV

Servicios Auxiliares, Tableros y Comunicaciones60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2 60,2

Celda Medición de Tensión - 22,9 kV 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4 19,4

Celda Medición de Tensión - 10 kV 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3 12,3

Pruebas y Puesta en Servicio 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3

Total Costo Directo 2.218,1 2.243,2 2.251,2 2.284,3 2.284,3 2.284,3 2.284,3 2.317,4 2.336,9 2.336,9 2.345,0 2.295,0 2.295,0 2.328,1 2.328,1

INGENIERIA & SUPERVISION 6,0% 93,2 94,7 95,2 97,2 97,2 97,2 97,2 99,1 100,3 100,3 100,8 97,8 97,8 99,8 99,8

GASTOS GENERALES Y UTILIDADES 3,5% 80,9 81,8 82,1 83,4 83,4 83,4 83,4 84,6 85,3 85,3 85,6 83,7 83,7 85,0 85,0INTERESES INTERCALARIOS 3,4% 81,1 82,0 82,3 83,5 83,5 83,5 83,5 84,8 85,5 85,5 85,8 83,9 83,9 85,2 85,2

TOTAL CMI 2.473,3 2.501,7 2.510,8 2.548,4 2.548,4 2.548,4 2.548,4 2.585,9 2.608,0 2.608,0 2.617,2 2.560,5 2.560,5 2.598,0 2.598,0


• Por lo expuesto, no habiendo sido considerado el SVC en el cálculo del Por lo expuesto, no habiendo sido considerado el SVC en el cálculo del peaje que se toma como base para calcular el CMA correspondiente al peaje que se toma como base para calcular el CMA correspondiente al SST en el esquema vigente de cálculo del peaje, es incorrecto SST en el esquema vigente de cálculo del peaje, es incorrecto considerarlo como parte de las alícuotas del SST, por cuanto, de darse considerarlo como parte de las alícuotas del SST, por cuanto, de darse de baja tendría un efecto directo en la disminución del CMA del SST en de baja tendría un efecto directo en la disminución del CMA del SST en cuyo cálculo nunca fue considerado.cuyo cálculo nunca fue considerado.

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““Llevamos más que luz”Llevamos más que luz”

Lima, Lima, PerúPerú

Noviembre 2009Noviembre 2009

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